Текст
г.с.лутошкин
СБОР И ПОДГОТОВКА
НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Допущено Управлением кадров
и учебных заведений
Министерства нефтяной промышленности
в качестве учебника для техникумов
МОСКВА «НЕДРА» 1977
УДК 622.275(075.3)2
Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.,
«Недра», 1977, 192 с.
В учебнике изложен комплекс вопросов, связанных с обустрой-
ством нефтяных и газовых месторождений, предусмотренных програм-
мой курса «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».
В нем освещены вопросы современной организации сбора нефти,
газа и пластовой воды на нефтяных месторождениях, газа и конден-
сата— на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также тех-
ника и технология подготовки их к транспортированию потребителям.
В учебнике приводятся формулы и расчеты по ним, позволяющие
лучше усвоить излагаемый материал, сравнительно полно рассмот-
рены вопросы сепарации нефти от газа и газа от конденсата, дается
характеристика современных установок подготовки нефти и газа к
транспортированию и установок подготовки воды к закачке в пласт.
При изложении теоретического материала по различным разде-
лам учтена специфика математической подготовки учащихся.
В учебнике используется Международная система единиц изме-
рения СИ.
Книга предназначена в качестве учебника для учащихся нефтя-
ных техникумов, однако ею могут пользоваться также и инженеры
промыслов.
Табл. 4. Ил. 93. Список лит.— И назв.
Рецензент канд. техн, наук Н. М. Байков
£^блиотека Уни
„ 30802—450
Л
043(01)—77
102—77
© Издательство «Недра», 1!
ПРЕДИСЛОВИЕ
Нефтяная и газовая промышленность Советского Союза — од-
на из ведущих и исключительно быстро развивающихся отраслей
народного хозяйства. Согласно «Основным направлениям развития
народного хозяйства СССР на 1976—1980 годы», принятым XXV
съездом КПСС, в 1980 г. добычу нефти необходимо довести до
-620—640 млн. т, а добычу газа — до 400—435 млрд, м3 (добыча
нефти в 1975 г. составила 490 млн. т, а добыча газа — 285 млрд. м3).
Подобные темпы роста добычи нефти и газа невозможны без
дальнейшего коренного перевооружения этих отраслей промыш-
ленности на основе блочно-комплектного автоматизированного
оборудования заводского изготовления.
Современные нефтегазодобывающие предприятия располагают
большим и разнообразным хозяйством. В его состав входят много-
численные сооружения основного производственного назначения,
обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефти к транспорти-
рованию, сбор, очистку нефтяного и природного газа, сбор и
подготовку к закачке в пласт пластовых вод, а также вспомога-
тельные системы и службы (энергохозяйство, связь, механические
мастерские, средства транспорта и т. д.).
В настоящее время при строительстве систем сбора нефти,
газа и воды на площадях нефтяных месторождений предусматри-
вается герметизация всего пути их движения, начиная от скважи-
ны и до магистральных газо- и нефтепроводов. В общую систему
•сбора нефти, газа и воды на нефте- и газодобывающих предприя-
тиях входят также дожимные насосные станции (ДНС), компрес-
сорные станции (КС) и технологические установки подготовки
нефти (УПН), природного и нефтяного газов, а также установки
подготовки пресной и пластовой воды (УПВ) к закачке в пласт
для поддержания пластового давления и, следовательно, продле-
ния периода фонтанирования скважин и увеличения коэффициента
нефтеотдачи пластов. Для подготовки воды к закачке в пласт на
территории нефтегазодобывающего предприятия сооружаются
водоочистные установки и строятся специальные водоводы и на-
сосные станции.
При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторож-
дений предъявляются высокие требования к поддержанию чистоты
территории нефте- и газодобывающих предприятий и охране
водоемов от попадания в них загрязненных производственных и
пластовых вод.
3
С начала разработки нового нефтяного месторождения на его
территории, кроме перечисленных объектов сбора нефти и газа,
водоснабжения и канализации, строят многочисленные вспомога-
тельные сооружения (дороги, компрессорные станции, линии
электропередач, трансформаторные будки и распределительные
киоски, котельные, механические мастерские, авто- и тракторные
базы, склады, связь, административно-хозяйственные и жилые
здания и т. д.).
В учебнике рассматриваются лишь основные объекты нефте-
и газодобывающих предприятий; системы сбора нефти, газа и
воды, технологические установки подготовки нефти, газа к транс-
портированию, а также установки подготовки воды для закачки в
пласт.
В соответствии с программой последовательно рассматривается
вся технологическая цепочка движения нефти, газа и воды от
устья скважины до потребителя; приводятся необходимые расчеты
отдельных аппаратов и установок этой цепочки.
Глава I
ПРОЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ПРОМЫСЛОВОГО
ОБУСТРОЙСТВА
§ 1. ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Началом эксплуатации любого нефтяного и газового месторож-
дения следует считать получение промышленных притоков нефти и
газа из разведочных скважин. Рациональная разработка и экс-
плуатация нефтяного и газового месторождений проводится по-
степенно, по мере накопления все возрастающей информации об
этих месторождениях, получаемой при бурении разведочных сква-
жин.
В связи с этим изучение любого вновь открытого месторожде-
ния делится на несколько этапов.
I этап — промышленная доразведка, включающая разведочное
бурение для оконтуривания площади месторождения, пробная
эксплуатация разведочных скважин, детальное комплексное иссле-
дование, накопление исходных данных для составления проекта
разработки и составление перспективной схемы обустройства про-
мышленной доразведки;
II этап — продолжение накопления исходных данных для со-
ставления генеральной схемы разработки (если месторождение
большое по запасам и площади) и промыслового строительства,
начало эксплуатационного бурения пьезометрических, наблюда-
тельных и нагнетательных (там, где месторождение разрабатыва-
ется с поддержанием пластового давления) скважин, разработка
проектов строительства первоочередных объектов, необходимых
для начала эксплуатации;
III этап — продолжение эксплуатационного бурения, составле-
ние проекта генеральной или технологической схемы разработки и
проекта промыслового обустройства, ввод в эксплуатацию отдель-
ных групп скважин;
IV этап — окончание разбуривания месторождения, заверше-
ние строительства всего комплекса промысловых сооружений,
проектирование и строительство объектов подсобного назначения,
ввод в эксплуатацию основного фонда скважин.
§ 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТЕ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ1
Как уже отмечалось, для каждого вновь открытого месторож-
дения составляется два проекта: проект разработки или техноло-
1 О проектах разработки и промыслового обустройства газовых и газоконден-
сатных месторождений см. с. 145.
5
гическая схема разработки и проект обустройства. В последнем
кроме вопросов, связанных с эксплуатацией месторождения, долж-
ны рассматриваться вопросы строительства дорог, материально-
технической базы, жилых домов и т. д.
Сначала составляется проект разработки. Для составления
проекта разработки нефтяного месторождения проектная органи-
зация (институт) должна иметь следующие основные сведения:
1) размер нефтеносной площади и ее конфигурация (форма), а
также число и мощность продуктивных горизонтов; 2) запасы
нефти и нефтяного газа и их физико-химические свойства (вяз-
кость, плотность, содержание парафина, асфальтенов, смол, серо-
водорода (H2S), углекислого газа (СО2), гелия (Не) и т. д.);
3) проницаемость и пористость продуктивных коллекторов;
4) характер залегания нефтяной залежи (пологая, вытянутая, ку-
полообразная), наличие тектонических нарушений (сбросов, над-
вигов) и т. д.; 5) минерализация пластовых вод и характеристика
их коррозионной активности; 6) наличие шоссейных и железных
дорог, водных ресурсов; 7) климатические условия в районе дан-
ного месторождения.
На основе перечисленных сведений о месторождении и в ре-
зультате глубокого анализа данных, полученных по эксплуатаци-
онным и разведочным скважинам, в проектах разработки этого
месторождения рассматриваются следующие основные вопросы:
1) режим работы месторождения (водонапорный, газовый и т. д.);
2) коэффициенты нефтеотдачи, а также запроектированные мето-
ды воздействия на пласт для увеличения этих коэффициентов;
3) система размещения эксплуатационных, нагнетательных и раз-
ведочных скважин на месторождении и темпы разбуривания;
4) изменение дебитов эксплуатационных скважин, пластового дав-
ления и степени обводненности продукции скважин по годам;
5) несколько вариантов проектов разработки месторождения и на
основе технико-экономического анализа этих вариантов принима-
ется оптимальный.
Основное назначение проекта разработки нефтяного месторож-
дения — обеспечить запланированную добычу неф-
ти из месторождения при минимальных затратах
на тонну нефти и максимальном извлечении неф-
ти из недр.
§ 3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ
ПРОЕКТА ПРОМЫСЛОВОГО ОБУСТРОЙСТВА
В перспективной схеме обустройства промышленной доразвед-
ки (см. § 1, этап I) должно предусматриваться строительство тру-
бопроводных коммуникаций и положение основных промысловых
объектов (без комплексного размещения промысловых сооруже-
ний) с учетом возможности дальнейшего его развития.
В начальный период эксплуатации месторождения коллекторы,
собирающие нефть и газ от разведочных скважин, расположенных
6
далеко друг от друга, работают с недогрузкой, но по мере разбу-
ривания и ввода эксплуатационных скважин в действие коллекто-
ры загружаются до полной пропускной способности. Поэтому в
начальный период эксплуатации месторождения, особенно при
холмистом рельефе местности, наблюдается пульсирующий режим
работы сборных коллекторов.
Для составления рационального проекта обустройства
(см. § 1, этап III) проектная организация (институт) использует
данные проекта или технологической схемы разработки.
Проект или технологическая схема разработки должны содер-
жать следующие исходные данные, необходимые для составления
проекта обустройства:
1) сетку размещения эксплуатационных и нагнетательных сква-
жин и их число;
2) объем добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по
годам, желательно до конца разработки нефтяного месторож-
дения;
3) изменение устьевого давления фонтанных скважин по годам,
также желательно на весь период разработки;
4) структурную карту месторождения с контурами нефтенос-
ности и газоносности и расположением скважин на ней;
5) состав пластовой нефти, плотность и вязкость ее, содер-
жание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислого
газа;
6) физико-химическую характеристику пластовых вод (ионный
состав, плотность, щелочность, кислотность и коррозионная актив-
ность);
7) климатические и метеорологические условия района нефтя-
ного месторождения, в частности количество выпадающих осадков,
максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину про-
мерзания почвы; й
8) источники воды, электроэнергии, наличие железных и шос-
сейных дорог;
9) топографическую карту.
Имея эти данные, зная размеры и форму месторождения (круг-
лая, вытянутая, полосообразная), а также число скважин и рас-
стояние между ними, можно рекомендовать к внедрению одну из
систем сбора нефти, рассмотренных в § 6.
§ 4. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К ПРОЕКТАМ ОБУСТРОЙСТВА
К основным требованиям, предъявляемым к организации сбо-
ра и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении,
относятся: 1) автоматическое измерение количества нефти, газа и
воды по каждой скважине; 2) обеспечение герметизированного
сбора нефти, газа и воды на всем пути движения — от скважин до
магистрального нефтепровода; 3) доведение нефти, газа и пласто-
7
вой воды на технологических установках до норм товарной про-
дукции1, автоматический учет этой продукции и передача ее това-
ротранспортным организациям; 4) обеспечение высоких экономи-
ческих показателей по капитальным затратам, снижению метал-
лоемкости и эксплуатационных расходов; 5) возможность ввода в
эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтя-
ного газа до окончания строительства всего комплекса сооруже-
ний; 6) надежность эксплуатации технологических установок и
возможность полной их автоматизации; 7) изготовление основных
узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологи-
ческих установок индустриальным способом в блочном и мо-
бильном исполнении с полной автоматизацией технологического
процесса.
Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства:
1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества
нефти и газа к дальнейшей транспортировке; 2) совместный сбор
и транспортировка по выкидным линиям, идущим от каждой сква-
жины, нефти, газа и воды (если последняя имеется) до автомати-
зированных групповых замерных установок (АГЗУ); 3) измерение
нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине на АГЗУ;
4) совместная или раздельная транспортировка обводненной и не-
обводненной нефти по сборным коллекторам от АГЗУ до устано-
вок подготовки нефти (УПН); 5) подготовка нефти, газа и плас-
товой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа через
автоматизированные установки товаротранспортным организациям
для дальнейшего использования их в народном хозяйстве.
Из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ)
получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и т. д. Из
нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) произ-
водят в основном сжиженные газы и бензин, а пластовая вода,
добытая вместе с нефтью из недр, транспортируется к нагнета-
тельным скважинам того же или соседнего месторождения для
закачки ее в пласт с целью поддержания в нем давления.
Сбор нефти, газа и воды осуществляется системой нефтегазо-
проводов, по которым эти продукты транспортируются от скважин
до установок подготовки нефти, газа и воды (см. рис. 3, а, б, в).
Под технологическими установками подготовки нефти, газа и
воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых
непрерывно и последовательно осуществляются физико-химические
процессы разрушения эмульсий, завершающиеся получением то-
варной продукции, т. е. чистой нефти, чистой пластовой воды и
очищенного и осушенного газа.
1 В настоящее время на товарную продукцию (нефть) приняты следующие
нормы: I группа — 0,02% воды и 40 мг/л солей; II группа—1% воды и 300 мг/л
солей; III группа — до 2% воды и 1800 мг/л солей; IV’ группа — >2% воды и
3600 мг/л солей.
Цена на нефть устанавливается в зависимости от группы. Самая дорогая —
нефть I группы.
8
§ 5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ
При добыче нефти на поверхность вместе с ней извлекаются
большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в
нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья
люден и окружающей живой природы сероводород и углекислый
газ (содержание H2S в воздухе свыше 3 мг/м3 опасно для жизни
людей). Сброс пластовых вод без тщательной их очистки в откры-
тые водоемы и реки может привести к полному уничтожению фло-
ры и фауны. Поэтому извлеченную на поверхность пластовую воду
необходимо как можно лучше отделить от нефти и закачать ее
снова в пласт через нагнетательные или специально пробуренные
поглощающие скважины, а нефтяной или природный газы, содер-
жащие сероводород и углекислый газ, обрабатывают на специ-
альных очистных установках (см. рис. 92) или получают из него
элементарную серу, используемую в народном хозяйстве. Если
пластовая вода закачивается в поглощающие скважины, то необ-
ходимо предусмотреть, чтобы не. было возможности ее контакта в
этих горизонтах с водами, добываемыми для хозяйственных и
промышленных нужд.
§ 6. СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
До недавнего времени большинство нефтяных площадей обу-
страивалось негерметизированными двухтрубными самотечными
системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих пор исполь-
зуются на старых площадях.
В настоящее время все площади нефтяных месторождений,
вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоко-
напорными (1 — 1,5 МПа или 10—15 кгс/см2) герметизированными
и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды.
Существует несколько разновидностей герметизированных си-
стем сбора нефтегазовых смесей: 1) системы сбора, зависящие от
величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы
сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); 3) си-
стемы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и
нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного
месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяе-
мые на морских месторождениях.
Кратко остановимся на указанных системах сбора нефти, газа
и воды и отметим их достоинства и недостатки.
Двухтрубная самотечная система сбора нефти, газа и воды
Самотечная система сбора — это такая система, когда нефть от
устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сбор-
ных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодези-
ческих отметок.
9
При самотечной системе сбора объем продукции каждой от-
дельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и
в групповых замерно-сепарационных установках.
На рис. 1, а в плане показана схема индивидуальной замерно-
сепарационной установки (ИЗУ) самотечной системы, а на
рис. 1, б — групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ). На
Рис. 1. Самотечная двухтрубная схема сбора нефти
а — индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 — скважин-ы; 2 —индиви-
дуальные замерные установки (ИЗУ); 3 — газопроводы; 4 —выкидные самотечные линии;
5 — участковые иегерметизкрованные резервуары; 6 — насос; 7 — сборный коллектор;
3 — сырьевые резервуары; б — групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ):
1 — скважины; 2 — выкидные самотечные линии; 3 — групповая замерная установка;
4—сборный самотечный коллектор; 5 —участковые негерметизированные резервуары;
6 — насос; 7 — сборный коллектор; 8 — сырьевые резервуары; 9 —сборный газопровод
рис. 2, а, б показаны оборудование и приборы, используемые со-
ответственно в индивидуальных и групповых замерно-сепарацион-
ных установках самотечной системы сбора нефти, газа и воды.
Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной
системы сбора работает следующим образом. Нефть и газ от сква-
жин 1 (см. рис. 1, а) поступают в ИЗУ 2, расположенную в не-
посредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от
газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотечные выкидные ли-
нии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5
сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом
6 и подается по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары
УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный
коллектор 7 также делают самотечным. Отстоявшаяся от нефти
вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с
нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резер-
10
а в газосборную сеть или на ГПЗ
Рис. 2. Замерно-сепарационные установки самотечной
системы сбора нефти.
а — индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 — трап
(сепаратор); 2—мерник; 3 — регулятор уровня; 4 — предохра-
нительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; 6 — за-
глушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина;
7 —пьедестал для мерника; 8 — выкидная самотечная линия;
б — групповая замерно-сепарационная установка: 7 — выкид-
ные линии; 2—распределительная батарея; 3 — трап первой
ступени; 4 — трап второй ступени; 5 —самотечный коллектор;
6 — мерник; 7 — регулятор уровня; 8 — замерный трап; 9 — за-
мерная диафрагма; J0 — регулятор давления «до себя»
вуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2
под собственным давлением транспортируется по сборному газо-
проводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь
месторождения большая), которая подает его также на ГПЗ, или
на собственные нужды промысла.
ГЗУ самотечной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, распола-
гается вдали от скважин 1 (см. рис. 1, б) и работает следующим
образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по вы-
кидным самотечным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются
под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются
и измеряются их объемы. После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному
самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негермети-
зированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6
подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8
(УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собствен-
ным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на
ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС.
К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ 3.
На рис. 2, а (вид сбоку) представлена подробная самотечная
схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а
на рис. 2, б в плане — групповая замерно-сепарационная установ-
ка ГЗУ.
Как видно из рис. 2, а, на индивидуально-замерной сепара-
ционной установке в непосредственной близости от скважины мон-
тируется трап 1 и на пьедестале 7 мерник 2, служащий для изме-
рения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При
гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности
земли, а при ровной местности — на пьедестале 7, создающем ус-
ловия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии
8 к участковому сборному пункту промысла.
Из рис. 2, б видно, что на ГЗУ 3 в отличие от ИЗУ поступает
продукция нескольких скважин, которая через распределительную
батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него пере-
пускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти
в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, прохо-
дит регулятор давления «до себя» 10 и направляется в общую
газосборную сеть 9 (см. рис. 1, б). Газ, выходящий из трапа вто-
рой ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается
в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных
скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на
распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6,
а газа — при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора
ДП-430.
Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индиви-
дуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудовани-
ем приводит к следующим выводам.
1. Самотечные нефтепроводы (см. рис. 1, поз. 2, 4) работают
за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в
начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (см. рис. 2, а)
12
должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой
местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефте-
проводов, чтобы обеспечить нужный напор, а следовательно, и их
пропускную способность.
2. При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую
сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного обра-
зования в нефтепроводах газовых «мешков», существенно снижаю-
щих пропускную способность нефтепроводов.
3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рас-
считаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения
вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способ-
ностью.
4. В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая,
поэтому происходит отложение механических примесей, солей и
парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов,
а следовательно, уменьшается и их пропускная способность.
5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа при са-
мотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти.
Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора
нефти — негерметизированные мерники и резервуары, устанавли-
ваемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
6. Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются авто-
матизации.
7. При самотечной системе сбора нефти требуется много обслу-
живающего персонала (операторов, лаборантов).
Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды —
сравнительно точное измерение объемов продукции каждой сква-
жины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа —
при помощи расходомера ДП-430.
Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти,
газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она
не используется, но на старых площадях может еще долго нахо-
диться в эксплуатации.
Теперь изучим принцип действия различных.герметизирован-
ных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды, которые
широко внедряются на вновь открываемых нефтяных месторож-
дениях.
Имеется несколько разновидностей высоконапорных гермети-
зированных систем сбора и подготовки нефти, описание которых
приводится в работах [1, 2]. Здесь мы ознакомим учащихся с основ-
ными принципами, соблюдаемыми при разработке и проектирова-
нии герметизированных систем. При разработке и проектировании
высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки
нефти в основном руководствуются: 1) величиной и конфигураци-
ей площади нефтяного месторождения; 2) рельефом местности;
3) физико-химическими свойствами нефти и пластовой воды;
4) местонахождением месторождения (суша или море). В зави-
симости от этого используется та или иная герметизированная си-
стема сбора и подготовки нефти.
13
Герметизированные системы сбора, зависящие от величины
и конфигурации площади нефтяного месторождения
Нефтяные месторождения по площади могут быть большими
(30X60 км), средними (10X20 км) и малыми (до 10 км2). По
форме эти месторождения могут быть вытянутыми (рис. 3, а),
круглыми (рис. 3, б) и эллиптическими (рис. 3, в). В зависимости
от площади и формы нефтяного месторождения система сбора
нефти, газа и воды может существенно изменяться.
На рис. 3, а, б, в в плане приведены системы сбора нефти, газа
и воды для площадей трех перечисленных типов. На рис. 3, а
показана схема расположения трубопроводов, оборудования и
установок подготовки нефти, воды и переработки газа для место-
рождений, имеющих большую площадь и сильно вытянутую фор-
му; на рис. 3, б приведена схема для месторождений, имеющих
небольшую площадь и близкую к кругу форму, а на рис. 3, в —
большую площадь и эллиптическую форму. Анализ этих схем по-
казывает, что набор трубопроводов, оборудования и установок
один и тот же, но расположены они по-разному. Поэтому опишем
только схему движения нефти, газа и воды от скважин до потре-
бителя, приведенную на рис. 3, в и имеющую дополнительное обо-
рудование 16.
Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин
1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2,
а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди изме-
ряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой
подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и на-
правляется в сборный коллектор 4. Из сборного коллектора 4,
также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в
сепараторы первой ступени, смонтированные на площадке ДНС
16. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу 14 подается на ГПЗ
15, а нефть и вода насосами по сборному коллектору 4 направля-
ются на УПН 6, находящуюся на значительном расстоянии от
ДНС (10—20 км). На УПН 6 окончательно разделяются нефть,
газ и вода. Вода с УПН 6 поступает на УПВ 5, из которой насо-
сами подается на кустовую насосную станцию КНС 8. Насосы
высокого давления 8 нагнетают дренажную воду в нагнетательные
скважины 9. Газ с УПН 6 подается по сборному газопроводу 14
на ГПЗ 15, а товарная нефть направляется через автоматизиро-
ванную замерную установку 7 «Рубин-2» сначала в товарный кол-
лектор нефти 10, а из него в парк товарных резервуаров 11.
Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов го-
ловной насосной станции 12, а оттуда — в магистральный нефте-
провод 13, из которого она поступает на НПЗ, не показанный на
рисунке.
Если товарная нефть, проходящая через «Рубин-2» 7, окажется
некондиционной (завышенное содержание солей или воды), то
этот автомат снова подаст ее на УПН (см. рис. 44, поз. 19).
14
Рис. 3. Герметизированные однотрубные, высоконапорные систе-
мы сбора нефти, газа и воды.
Месторождение: а — большое по площади, сильно вытянутое; б — малое
по площади и близкое по форме к кругу; в — большое по площади и
близкое по форме к эллипсу; 1 — эксплуатационные скважины; 2 — вы-
кидные линии; 3 —АГЗУ «Спутник»; 4 — сборный коллектор; 5 — УПВ;
6 — УПН; 7 — автоматизированная замерная установка товарной нефти
«Рубин-2»; 8 — КНС; 9 — нагнетательные скважины-, 10—коллектор то-
варной нефти; 11 — парк товарных резервуаров; 12 — головная насосная
станция; 13 — магистральный нефтепровод; 14 — сборный газопровод;
15—ГПЗ; 16 — дожимная насосная станция (ДНС)
Герметизированные системы сбора нефти, зависящие
от рельефа местности
Если рельеф местности месторождения ровный, то систему
сбора продукции скважин принимают аналогичной системе, приве-
денной на рис. 3, в, а значит, и на рис. 3, а, б. Если же рельеф
местности месторождения гористый, или всхолмленный, то в этом
Рис. 4. Герметизированная двухтрубная высоконапорная систе-
ма сбора нефти, газа и воды для сильно гористой (всхолмлен-
ной ) местности.
1—16 — см. обозначения рис. 3
Рис. 5. Структура потока газожидко-
стной смеси в сборном коллекторе
большого и малого диаметра
случае существенным изменениям подвергается сборный коллек-
тор (см. рис. 3, а, б, в, поз. 4).
Чаще всего рекомендуется вместо одного большого коллектора
(например, диаметром 400 мм) укладывать два сборных коллек-
тора диаметром 200 и 330 мм, равновеликих по площади боль-
шому.
На рис. 4 приведена схема сбора нефти с двумя сборными кол-
лекторами, но с теми же обозначениями позиций, что и на
рис. 3, в. Два сборных коллек-
тора (равновеликих по площади
одному большому) в данном
случае применяют для создания,
во-первых,
обводненной
нефти, что
нико-экономическое значение при
подготовке ее на УПН и, во-
вторых, для получения высоких
скоростей потоков (1,5—2,5 м/с),
предотвращающих образование
местности «газовых мешков», кото-
в системе
раздельного сбора
и необводненной
имеет важное тех-
в повышенных местах рельефа
рые приводят к значительным пульсациям давления
сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных
установок, УПН и УПВ.
16
На рис. 5 приведена примерная схема структуры потока газо-
жидкостной смеси в коллекторе большого и малого диаметра при
одной и той же подаче жидкости п газа в эти коллекторы. Из
рисунка видно, что в коллекторе большого диаметра вследствие
пониженной скорости потока (0,2—0,3 м/с) в повышенных местах
газ выделяется из жидкости (сепарация), а в коллекторе малого
диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из
жидкости в повышенных местах местности не происходит. Поэто-
му в коллекторе большого диаметра режим движения будет пуль-
сирующим, а в коллекторе малого диаметра — равномерным, бев
пульсаций.
Герметизированные системы сбора, зависящие
от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий
Существуют нефти парафинистые и нефти, не содержащие па-
рафина. Сильно парафинистые нефти (с содержанием парафина
25% и выше) при незначительной потере теплоты в процессе до-
Рис. 6. Герметизированная система сбора парафинистой нефти.
П{, Пз, /73 — соответственно печи на выкидных линиях, сборных коллекторах
и магистральном нефтепроводе; 1—16 — см. обозначения рис. 3
бычи быстро теряют подвижность. Так, например, нефть Узень-
ского месторождения, содержащая более 25% смол и парафина,
при температуре 30° теряет свою текучесть. Для сбора и подго-
товки такой нефти к транспортировке приходится устанавливать
на нефтепроводах печи различных конструкций (электропечи, пе-
чи, работающие на газе, отсепарированном из нефти, и т. д.) и
подогревать парафинистую нефть в этих печах.
На рис. 6 приведена герметизированная схема сбора сильно
парафинистой нефти с прежними цифровыми обозначениями обо-
рудования и установок (см. рис. 3, в) кроме буквы П, обозначаю-
щей места установки печей. Печи, как правило, устанавливаются
на выкидных линиях 2 (771), на сборных коллекторах 4 (Т?2) и на
магистральных трубопроводах 13 (773). Они отличаются друг от
Инв. ЛН42363 I
17
Библиотека У НИ I
друга конструкцией и тепловой мощностью. На магистральных
трубопроводах 13 печи П3 устанавливают через каждые 100—
150 км трассы. По тепловой мощности печи /71<^/72</73.
Герметизированные системы сбора нефти, применяемые
на морских месторождениях
Для бурения скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды
к транспортированию на площадях морских месторождений из
отработанных труб строят морские основания с надводными
эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят
скважины, а эстакады, соединяющие эти площадки, служат ос-
нованием для строительства дорог, по которым движется транс-
порт, а также обслуживающий персонал этих площадок. В зави-
симости от назначения морские основания и площадки могут
предназначаться для одной скважины (индивидуальные), а также
для группы скважин (кустовые).
При разработке морских месторождений с целью экономии
средств на сооружение площадок применяют в основном много-
ствольное наклонно-направленное бурение скважин.
Сущность разработки и эксплуатации морских месторождений
эстакадным способом заключается в том, что на разведанной за-
лежи по заранее составленному (комплексному) проекту сооружа-
ют металлические или железобетонные эстакады с прилегающими
к ним приэстакадными площадками, для бурения и эксплуатации
скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также для
других производственных, административных и культурно-быто-
вых объектов.
Эстакады бывают двух типов: 1) прибрежные, расположенные
вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь; 2) открытые
морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие
с ним надводной связи.
Для прибрежных морских месторождений система сбора неф-
ти, газа и воды весьма проста и заключается в подаче их по
выкидным линиям, проложенным по эстакаде, на автоматизиро-
ванные групповые замерные установки (АГЗУ), расположенные
на суше. От АГЗУ нефть, газ и вода по одному или двум сбор-
ным коллекторам транспортируются на УПН.
На рис. 7 приведена герметизированная система сбора нефти,
газа и воды для прибрежных морских месторождений, а на
рис. 8 — для морских месторождений, расположенных вдали от
берега.
Морские месторождения разбуриваются наклонными скважи-
нами с приэстакадных площадок. Число скважин на приэстакад-
ной площадке (кусте) может изменяться от 4 до 6.
На прибрежных морских месторождениях расположение неф-
тепроводов, оборудования и установок практически не отличается
от схемы, описанной выше (см. рис. 3, в и рис. 4), поэтому на ра-
боте этой схемы останавливаться не будем.
18
Сбор нефти, газа и воды на морских месторождениях, удален-
ных от берега, проводится следующим образом (см. рис. 8). Неф-
тегазовая смесь из скважин 1 под собственным давлением подает-
Рис. 7. Герметизированная система сбора нефти, газа и воды на мор
ских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
1—15 — см. обозначения рис. 3
Рис. 8. Герметизированная система сбора нефти, газа и воды на
морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
/ — эксплуатационные скважины; 2 — короткие (3—4 м) выкидные линии;
3 — автомат, понижающий устьевое давление (АПУД); 4 — сборные коллек-
торы; 5 — сырьевые резервуары; 6 — сырьевой насос: 7 — ДКС; 8 — газопро-
воды; 9 — подводный газопровод; 10 — сборный нефтепровод; // — УПН;
12 — автоматизированная замерная установка товарной нефти <Рубнн-2»;
13 — УПВ; 14 — КНС; 15 — нефтепровод товарной нефти; 16 — резервуары
товарной нефти; 17 — насосы головной насосной станции; 18 — сборный нефте-
провод; 19 — нагнетательные скважины
ся в короткие выкидные линии 2, из которых направляется в
автомат, понижающий устьевое давление (АПУД) 3. Из АПУД
нефть и вода по сборным коллекторам 4, проложенным по мор-
скому дну, поступают на нефтесборный пункт (НСП) в сырьевые
19
резервуары 5. Из сырьевых резервуаров 5 НСП нефть и вода мо-
гут транспортироваться на сушу или при помощи нефтеналивных
судов, или, как показано на рис. 8, сначала сырьевым насосом 6
по сборному нефтепроводу 10 на УПН 11. На УПН 11 нефть от-
деляется от воды и газа: вода направляется на УПВ 13, а газ —
на собственные нужды. С УПВ 13 вода поступает на КНС 14, от-
куда центробежными насосами высокого давления подается в на-
гнетательные скважины 19. Товарная нефть, обезвоженная и
обессоленная на УПН 11 через автоматизированную замерную ус-
тановку 12 («Рубин-2») по нефтепроводу 15 подается в товарные
резервуары 16. Из товарных резервуаров 16 нефть забирается
насосами головной насосной станции 17 и по нефтепроводу 18,
проложенному по морскому дну, подается на НПЗ, находящийся
на суше.
Газ из сепараторов, установленных на прнэстакадных площад-
ках, идет на ДКС 7, затем по подводному газопроводу 9 также
подается на сушу.
В начальной стадии разработки морского нефтяного месторож-
дения, когда нефть практически необводнена, экономически вы-
годно транспортировать ее на сушу из сырьевых резервуаров 5
при помощи нефтеналивных судов. На конечной стадии разработ-
ки таких месторождений, когда вместе с нефтью на поверхность
извлекается значительное количество пластовой воды, нефть не-
обходимо обезвоживать и обессоливать непосредственно на место-
рождении, а очищенную от нефти воду закачивают в нагнетатель-
ные или специально пробуренные поглощающие скважины, чтобы
сохранить окружающую среду.
Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбо-
ра нефти, газа и воды следующие.
). Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходя-
щих до 3% от объемов добычи нефти в негерметизированных си-
стемах.
2. Значительное уменьшение возможности образования и отло-
жения парафина на стенках труб.
3. Снижение металлоемкости системы.
4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание
системы.
5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и
контроля за качеством товарной нефти.
6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти,
газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на
устьях скважин.
Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют
и некоторые недостатки, основные из которых: 1) невысокая пока
точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважи-
нам, осуществляемая при помощи автоматов, установленных на
Спутниках; 2) повышение утечек жидкости в зазоре между плун-
жером и цилиндром насоса при глубиннонасосно'и эксплуатации
скважин; 3) преждевременное прекращение фонтанирования сква-
20
жин при поддержании высокого давления на устье, так как по-
тенциальная энергия сжатого газа используется при этом далеко
не полностью; 4) при бескомпрессорном и компрессорном способах
добычи нефти — необходимость увеличения подачи газа в затруб-
ное пространство (на 20—40%) для подъема одного и того же
количества нефти, если давление на устье скважин вместо обыч-
ных 0,3—0,4 МПа поддерживать на уровне 1—1,5 МПа.
Например, если считать процесс расширения газа в скважине
при движении его от забоя к устью изотермическим, то формулу
для энергии свободного газа можно записать следующим обра-
зом:
Fr = RoPa In ,
Руст
где Ro — газовый фактор, приведенный к нормальным условиям,
Й<3/т; ра — давление при нормальных условиях, Па (ро=76О мм
рт. ст., /=0°С); рзаб, руст — соответственно давление на забое и
на устье, Па.
Из формулы видно, что чем ниже устьевое давление, тем боль-
ше энергия расширяющего газа. Поэтому при фонтанном и бес-
компрессорном способах добычи нефти 1 на устьях скважин целе-
сообразно поддерживать пониженное давление.
Глава II
ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ, ГАЗА
И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ПО СКВАЖИНАМ
§ 1. СТАРЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важ-
ное значение для контроля и регулирования разработки месторож-
дений * 2, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока
по-разному. Наиболее простыми и вместе с тем точными способа-
ми измерения расхода нефти и воды являются объемный и весо-
вой (массовый) способ.
1. При самотечной системе сбора нефти как с индивидуальным,
так и с групповым замерно-сепарационным оборудованием про-
дукцию скважин измеряют объемным способом операторы, обслу-
живающие это оборудование.
’ При компрессорном способе добычи нефти высокое давление на устье сква-
жин не влияет на снижение энергии lVr, так как при поддержании высокого дав-
ления на приеме компрессоров расходуется меньше энергии на сжатие в них газа.
2 Контроль и регулирование разработки месторождения в основном сводятся
к изучению и регулированию продвижения водонефтяного и газонефтяного кон-
тактов. Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обра-
щаться на изменение обводненности нефти и на увеличение газовых факторов
скважин.
21
Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индиви-
дуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в за-
мерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике (см.
рис. 2, а, поз. 1, 2). Продукцию скважины в мернике оператор за-
меряет рейкой с делениями и реже — при помощи водомерного
стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивиду-
альных установках замеряется несистематически.
На групповых замерно-сепарационных установках количество
газа измеряется при помощи стандартных диафрагм и расходоме-
ров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора
(см. рис. 2, б, поз. 9). Количество нефти и воды по скважинам за-
меряют периодически — от одного раза в сутки до одного раза в
три-пять дней, в зависимости от режима работы скважины (спо-
койный, пульсирующий).
Для измерения производительности скважин по изменению
уровней нефти и воды в мернике пользуются формулами:
объем цилиндрического мерника высотой в 1 см равен, м3:
V = 0,01 — = 0.00785D2,
4
где D — внутренний диаметр мерника, м;
объем нефти, поступившей в мерник, м3:
^ = -^0,01^: (1)
4
объем воды, поступившей в мерник, м3:
VB = -^0,01ftB. (2)
Если наполнение мерника продолжалось t мин, то суточная
производительность скважины составит:
по нефти
v глО2 п 1440 ,, г, kHD2
= ---0,01 ян---= 11,3 —— ; (3)
4 t t
по отделившейся в мернике воде
r 2^0,01^-^- = 11,3-^-, (4)
В 4 в t t
где 1440 — число минут в сутках.
Чтобы ускорить измерение производительности скважин по
уровню в мернике, каждый мерник тарируется и составляется от-
дельная таблица объемов.
Чем меньше диаметр мерника, тем больше точность измерения
дебита нефти и воды по скважине, и наоборот. Для мерника боль-
22
шого диаметра (6—8 м) ошибка в определении высоты уровня
может привести к существенной ошибке в определении дебита
скважины.
Содержание воды в нефти, поступившей на поверхность из
скважины, определяется аппаратом Дина — Старка, схема которо-
го приведена на рис. 9. Для этого отобранную пробу обводненной
нефти из мерника или трапа в количестве 100 г смешивают со
100 см3 растворителя, заливают в колбу Дина—
Старка и нагревают. Растворитель, испаряясь,
увлекает за собой содержащуюся в нефти воду.
Пары воды, нефти и растворителя конденси-
руются в холодильнике, и отогнанная вода осе-
дает на дне приемника в градуированной ло-
вушке. По количеству воды в ловушке опреде-
ляют (массовое в процентах) содержание ее
в нефти, пользуясь формулой
№ = -^100%, (5)
G
где V — объем воды в приемнике (ловушке),
см3; G — навеска пробы нефти, г; рв — плотность
воды (обычно принимается равной единице),
г/см3.
§ 2. НОВЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
В настоящее время разработаны и широко
применяются упоминавшиеся автоматические
устройства для замера продукции скважин:
Спутник-A, Спутник-Б и Спутник-В, описание
которых приводится ниже.
На рис. 10 приведена принципиальная тех-
нологическая схема Спутника-A, разработанного
Октябрьским филиалом ВНИИКАНефтегаз.
Спутник-A предназначен для автоматиче-
Рис. 9. Аппарат
Дина—Старка для
определения со-
держания воды в
нефти.
1 — стеклянная кол-
ба; 2 — соединитель-
ная трубка; 3 — хо-
лодильник; 4 — гра-
дуированная ловушка
ского переключения скважин на замер, а также
для автоматического измерения дебита сква-
жин, подключенных к Спутнику, контроля за
работой скважин по наличию подачи жидкости
я автоматической блокировки скважин при ава-
рийном состоянии.
Спутник-A состоит из двух блоков: замерно-
переключающего и блока местной автоматики
(БМА), в котором автоматически регистрирует-
ся измеренный дебит скважин, и скважины пере-
ключаются на замер. Спутник-A работает по задаваемой про-
грамме, обеспечивающей поочередное подключение на замер
скважин на строго определенное время. Продолжительность за-
23
мера продукции одной скважины определяется требованиями
службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установ-
ленного в БМА.
Поочередное подключение скважин на замер осуществляется
при помощи многоходового переключателя скважин 3, в который
Рис. 10. Принципиальная схема Спутника-А.
1—выкидные линии от скважин; 2 — обратные клапаны; 3— многоходовой переключатель
скважин (ПСМ); 4— каретка роторного переключателя скважин; 5— замерный патрубок
от одиночной скважины; 5а — сборный коллектор; 6 — гндроциклонный сепаратор; 7— за-
слонка; 8 — турбинный счетчик; S'— поплавковый регулятор уровня; 10— электродвигатель;.
11— гидропривод; 12 — силовой цилиндр; 13 — отсекатели
поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каж-
дый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспе-
чивает поступление продукции одной из подключенных скважин
через замерный патрубок 5 в гндроциклонный сепаратор 6. Про-
дукция остальных скважин в это время проходит в сборный кол-
лектор 5а. В гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделя-
ется от жидкости.
Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряет-
ся путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепара-
торе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше
уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного се-
паратора.
Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до задан-
ного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осугцествля-
24
стся при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на
газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уров-
ня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение
давления в сепараторе, в результате чего жидкость продавливает-
ся из сепаратора через турбинный счетчик 8.
При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслон-
ка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором
выравнивается и продавливание жидкости прекращается. Время
накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости
через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой
скважины.
Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накап-
ливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный
счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.
Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА
при помощи электродвигателя 10, гидропривода //и силового ци-
линдра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в оче-
редное положение.
Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором пе-
риодического контроля за подачей скважины. Если контролируе-
мая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный
сигнал в систему телемеханики.
Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения
давления й коллекторе или его повреждения автоматически осу-
ществляется при помощи отсекателей 13.
Спутники-A выпускаются на рабочее давление от 1,5 до 4 МПа
при максимальной производительности скважины по жидкости
40С м3/сут и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных
параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости
Спутником-A равна ±2,5%. Блоки Спутника-A могут обогревать-
ся, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях неф-
тяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии,
Башкирии и других районов, характеризующихся низкими темпе-
ратурами окружающей среды.
Недостаток Спутника-А — невысокая точность измерения рас-
хода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой
сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вслед-
ствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков
газа. _
Схема Спутника-В, разработанного Грозненским филиалом
ВНИИКАнефтегаз, приведена на рис. 11. Спутник-В, как и Спут-
ник-А, предназначен для автоматического переключения скважин
на замер по заданной программе и для автоматического измере-
ния дебита свободного газа.
Измеряется продукция скважин при помощи Спутника-В сле-
дующим сбразом.
Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную
батарею 1, где, пройдя штуцер <3, она попадает в трехходовой
клапан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может
23
направляться или в линию 5 для измерения объемов нефти и газа
в сепараторе 10 или в линию 8 — общую для безводной нефти, по-
ступающей со всех скважин. И обводненные, и безводные скважи-
ны переключаются на замер автоматически, через определенное
время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых
клапанов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, изме-
ряется при помощи тарированной емкости 14, гамма-датчиков 9,
Рис. 11. Принципиальная схема Спутника-В.
1 — распределительная батарея; 2 — емкость для шаров, счищающих па.
рафин со стенок выкидных линий; 3 — штуцеры; 4 — трехходовые клапа-
ны; 5 — замерная линия для одиночной скважины; 6 — трехходовые кра-
ны; 7 — коллектор обводненной нефти; 8 — коллектор безводной нефти;
9 — гамма-датчик уровня; 10 — сепаратор; 11 — диафрагма; 12 — заслонка;
13 — сифон; 14— тарированная емкость; 15 — тарированная пружина
подающих сигнал уровней жидкости на БМА, и плоской тариро-
ванной пружины 15. Дебит жидкости (нефть+вода) определяется
путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме меж-
ду гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации
времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определя-
ется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с мас-
сой чистой воды, которая занимала бы этот объем.
Поясним это примером.
Выразим вес смеси через GCM, вес нефти — GH, вес воды — GB,
Н (Н = кг-м/с2). Тогда
<JCM = GH + GB,
откуда
= GCM — GH.
(6)
26
Если эти формулы выразить через известный объем тарирован-
ной емкости 14, то
V = Ун + Ув = Gn/pHg + Ов/Рв£. (7)
где Ун и Ув— объемы, занимаемые соответственно нефтью и во-
дой в известной емкости У, м3; рн и рв — плотность нефти и воды,
кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2.
Подставляя вместо GB его значение из выражения (6), полу-
чаем
V = GH/pHg + (GCM-GH)/pBg (8)
или
gPHPBV = £PBGH + Ж (GCM — G„) = gpBG„ + p[tGC4g — paGHg. (9)
Если обозначить рвУ^ через GB, то выражение (9) можно за-
писать:
Ga=PjAziPHGc M=7<(GB_GcM)t (10)
Рв Рн
где
К Рн/(Рв Рн)-
При измерениях дебита жидкости при помощи «Спутника-В»
считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Та-
ким образом, по формуле (10) легко найти вес нефти, так как К—
известная величина, GB — так же, а вес смеси GCm, заполнившей
емкость У, определяется по тарированной пружине 15. Результа-
ты измерения пересчитываются в конкретные единицы (т/сут) и
фиксируются на соответствующих счетчиках в блоке местной ав-
томатики.
После того как тарированная емкость 14 наполнилась жид-
костью и вес ее измерен, блок местной автоматики включает
электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии
прикрывается. В результате этого в сепараторе 10 увеличивается
давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13
выдавливается в коллектор обводненной нефти 7. В связи с не-
большим объемом тарированной емкости 14 (300 л) вся нефть
(как чистая, так и обводненная) направляется в коллектор 7.
Количество газа измеряется эпизодически при помощи диафраг-
мы И.
При обводнении одной из скважин ее подключают для постоян-
ной работы к коллектору обводненной нефти 7 через трехходовой
кран 6, а измерять ее дебит можно описанным способом при
помощи автоматически переключающегося трехходового кла-
пана 4.
27
По мере запарафинивания выкидных линий их очищают рези-
новыми шарами (см. рис. 27), проталкиваемыми потоком нефти
от устьев скважин до емкости 2 (см. рис. 11) через равнопроход-
ные задвижки а.
Рис. 12. Принципиальная схема Спутннка-Б40.
1 — обратные клапаны; 2 — задвижки; 3 —
ретка роторного переключателя скважин:
6 — сборный коллектор; 7 — отсекатели; 8-
ки закрытые; 10, //—задвижки открытые;
перепада давления; /5 — расходомер газа;
дом ер жидкости; 19 — поршневой клапан;
двигатель; 23 — коллектор безводной
переключатель скважин многоходовой; 4 — ка-
5 —замерный патрубок для одной скважины;
коллектор обводненной нефти; 9, 12—задвиж-
13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регулятор-
16, 16а — золотники; /7 — поплавок; 18— расхо-
д-влагомер; 21 — гидропривод; 22 — электро-
нефти; 24 — выкидные линии от скважин
Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измере-
нии парафинистой нефти отложения парафина в тарированной
емкости 14 могут существенно снизить точность определения ко-
личества жидкости.
Схема Спутника-Б40, разработанного Октябрьским филиалом
ВНИИКанефтегаз, приведена на рис. 12.
Спутник-Б40 предназначен для автоматического переключения
скважин на замер по заданной программе и автоматического из-
мерения дебита скважин. Спутник-Б40 более совершенен, чем
Спутник-A. На Спутнике-Б40 установлен автоматический влаго-
мер нефти, который непрерывно определяет процентное содержа-
ние воды в потоке нефти. При помощи турбинного расходомера
(вертушки) 15 автоматически измеряется количество свободного
газа, выделившегося из нефти в гидроциклоне.
28
Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в Спутнике-Б4О
установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости
гидроциклонного сепаратора.
При помощи Спутника-Б40, так же как Спутника-В и Спутни-
ка-А, можно измерить раздельно дебиты обводненных и необвод-
ненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если,
например, две скважины (см. рис. 12) обводнились, а остальные
12 скважин, подключенных к Спутнику, подают чистую нефть, то
вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продук-
ция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12
направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, даю-
щих чистую нефть, направляется в емкость многоходового пере-
ключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный
коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.
Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направля-
ется через роторный переключатель скважин 4 в гндроциклонный
сепаратор /3. На выходе газа из сепаратора установлен регуля-
тор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад
между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад
давления передается золотниками 16 и 16а на поршневой кла-
пан 19.
Количество жидкости измеряется по скважинам следующим
образом.
Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем
положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на
верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление
от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана
19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается и турбинный
расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жид-
кости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в
сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вил-
ка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а,
повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть
поршневого клапана 19 и открывает его; жидкость в системе на-
чинает течь, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество-
прошедшей через него жидкости.
Для определения процента обводненности нефти на Спутнике
установлен влагомер 20, через который пропускается вся продук-
ция скважины.
Разработан также Спутник-Б40-24, который отличается от
Спутника-Б40 лишь числом подключаемых скважин — к нему
можно подключить 24 скважины. Все остальные данные этого
Спутника такие же, как и Спутника-Б40.
Косвенный метод определения содержания воды в нефти
Наибольшее распространение в СССР и за рубежом получил
один из косвенных методов измерения обводненности нефти, осно-
ванный на зависимости диэлектрической проницаемости водонеф-
29
тиной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и
воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлект-
риком и имеет диэлектрическую проницаемость е = 2,14-2,5, тогда
как е минерализованных вод достигает 80. Такая разница диэлек-
трических проницаемостей воды и нефти позволяет создать влаго-
мер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия
Рис. 13. Схема емкостного
датчика влагомера.
1 — сварной корпус; 2 — стек-
лянная труба; 3 — электрод;
4 — регулятор длины электрода
(шток); 5—штурвал; 6 — фла-
нец; 7 — стальной патрубок;
8 — кольцо для скрепления
труб; 9 — металлический кон-
такт (цилиндрик); 10 — за-
глушка
такого влагомера заключается в изме-
рении емкости конденсатора, образован-
ного двумя электродами, погруженными
в анализируемую водонефтяную смесь.
Емкость конденсатора определяется
по формуле
С = Fe/l, (11)
где F— площадь обкладок конденса-
тора; е — диэлектрическая проницае-
мость среды между обкладками; I —
расстояние между обкладками.
Таким образом, если площадь F
обкладок конденсаторов, опущенных
в анализируемую смесь, и расстояние I
между ними неизменны, то емкость кон-
денсатора С будет зависеть от измене-
ния е, т. е. от изменения содержания
воды в нефти.
Разработан унифицированный влаго-
мер для нефти (УВН), позволяющий
непрерывно контролировать и фиксиро-
вать объемное содержание воды в по-
токе нефти с погрешностью от 2,5
до 4%.
Схема емкостного датчика приведена
на рис. 13. На верхнем отводе датчика
показан вывод для измерения емкости
конденсатора С, а к нижнему отводу
подключен электротермометр Т с темпе-
ратурным мостом. Для защиты от кор-
розии и отложений парафина корпус 1
покрывается изнутри эпоксидной
смолой или бакелитовым лаком.
На фланце 6 с помощью трубок 2 и 7 монтируется'внутренний
электрод 3 и металлический контакт 9, которые с помощью вра-
щающегося штока 4 автоматически изменяют свое положение.
Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при по-
мощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к
верхнему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы путем распыления
нанесен слой серебра длиной 200 мм, являющийся внутренним
электродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком 4,
из электрода можно выдвигать на требуемую длину металличе-
30
ский цилиндрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, и
таким образом настраивать влагомер на измерение нефтей раз-
ных сортов с различной обводненностью. Шкала влагомера, на-
ходящаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах
объемного содержания воды.
На точность измерения этим прибором количества пластовой
воды в нефти значительно влияют: 1) изменение температуры неф-
теводяной смеси; 2) степень неоднородности смеси; 3) содержание-
пузырьков газа в потоке жидкости; 4) напряженность электричес-
кого поля в датчике.
Для точного измерения содержания воды в нефти необходима
избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет
низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с диэлек-
трической проницаемостью нефти (е=1). Необходимо тщательно
перемешивать поток жидкости перед поступлением в датчик, так
как чем однороднее поток, тем выше точность показаний при-
бора.
Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении.
Он должен пропускать через себя всю жидкую (нефть+вода)
продукцию скважины.
Измерение расхода газа и жидкости (нефти, воды)
Часто на практике необходимо измерять расходы газов и жид-
костей непосредственно в трубопроводах при помощи различных
приборов. Один из таких приборов — трубчатый расходомер Вен-
тури (рис. 14). Расходомеры Вентури можно устанавливать как
вертикально, так и горизон-
тально.
Допустим, что жидкость
(газ) движется в горизонталь-
ной трубке Вентури справа
налево. Составим уравнение
Бернулли для сечений 1—1
и 2—2, пренебрегая потерями
на трение
Z I
pt । vi _ р2 v2 ,|2% Рис. 14. Схема расходомера Вентури
Pg 2g Pg 2g
откуда
-£1____P2_=/1 = J1_2L. (12а>
pg pg 2g 2g
В указанных сечениях
да (расход в м3/с), т. е.
должно сохраняться постоянство расхо-
= v2F2.
3t
Тогда
v1 = о,—— •
fi
Подставив это значение в формулу (12а), получим
Отсюда средняя скорость в сечении 2—2 будет равна
(13)
Тогда искомый расход жидкости равен
(Н)
В (14) обычно вводится поправочный коэффициент а, учиты-
вающий неравномерность распределения скоростей в поперечных
сечениях потока, а также потери напора на трение между сечения-
ми 1—1 и 2—2. С учетом сказанного (14) можно записать
(15)
Коэффициент расхода а опытным путем устанавливается для
каждого расходомера.
Если перепад давления в трубке Вентури h измеряется
ртутью, то (15) запишется как
(16)
где рр, р — соответственно плотность ртути и текущей жидкости
(нефти, воды).
Кроме расходомера Вентури расход газа часто измеряют дрос-
сельными устройствами с подключенными к ним самопишущими
дифференциальными манометрами.
Принцип действия дроссельного устройства так же, как и рас-
ходомера Вентури, основан на изменении перепада давления,
обусловленного установленной на газопроводе измерительной ди-
афрагмой, имеющей меньшее проходное сечение, чем газопровод.
32
На нефтяных месторождениях наиболее распространены камерные
диафрагмы (рис. 15). Когда гад проходит через суженное сечение
диафрагмы, его скорость увеличивается, а давление уменьшается.
За диафрагмой происходит обратное: скорость газа уменьшается,
а давление увеличивается, но
не до начального.
Суточный дебит газа в м3
при измерении камерной диа-
фрагмой подсчитывается по
формуле
V = 62,67ареК/Р (17)
У Тгр
где а — коэффициент расхода,
зависящий от отношения
n=djD (d — диаметр отвер-
стия в замерной диафрагме,
см; D — внутренний диаметр
газопровода, см) и определяе-
мый по рис. 16; р — поправка
на недостаточную остроту
входной кромки диафрагмы и
шероховатость трубопровода
(можно принимать поправку
равной единице); е — попра-
вочный коэффициент на рас-
ширение струи газа, опреде-
ляемый в зависимости от
отношений (р!—Pz)IPi = Hlpt и т
лютное давление до диафрагмы, »
ление после диафрагмы, мм рт. <
Рис. 15. Камерная диафрагма
1 — разделительный сосуд; 2 — дифферен-
циальный манометр
d^-ID1 по рис. 17 (Р1 — абсо-
>i рт. ст.; р2 — абсолютное дав-
.); /(, — поправочный коэффи-
Рис. 16. Зависимость а от п
Рис. 17. Поправочный коэф-
фициент на расширение
струи газа
2 Зад. 331
33
i
циент на тепловое расширение диафрагмы, который можно
принимать равным единице; d — диаметр отверстия диафраг-
мы, см; Т — абсолютная температура, К (273,16 +1° С); z — откло-
Рис. 18. Автоматический расхо-
домер жидкости ТОР-1.
/— корпус расходомера; 2— крыль-
чатка; 3— экран (отражатель);
4— понижающий редуктор; 5— маг-
нитная муфта; 6 — счетный меха-
низм; 7 — кабель; 8 — обтекатель
Показатели
нение реальных газов от идеального
(коэффициент сжимаемости); р — от-
носительная плотность газа.
Для непрерывного измерения рас-
хода газа на компрессорных стан-
циях и установках подготовки нефти
широко применяются дифференциаль-
ные манометры ДП-430 и ДП-632,
которые имеют механизмы записи
дифференциального и статического
давлений и привод диаграммы от
часового механизма.
Дебиты жидкости (нефть, нефть+
+ вода) скважин, подключенных
к Спутнику-Б40 и Спутнику-A, изме-
ряются тахометрическими расходо-
мерами нефти ТОР-1, разработанными
Октябрьским филиалом ВНИИКА-
Нефтегаз. Техническая характери-
стика расходомеров нефти приведена
ниже.
Расходомер ТОР-1 предназначен
для измерения жидкости вязкостью
не более 80 сСт. Расходомер ТОР-1
обеспечивает как местный отсчет по-
казаний, так и передачу показаний
при помощи электромагнитного дат-
чика на БМА.
Условный проход, мм.............................
Рабочее давление, МПа (кгс/см2).................
Температура, СС:
рабочей среды ...............................
окружающей среды.............................
Диапазон измерения, м3/ч........................
Максимальный перепад давления в счетчике, МПа
(кгс'см2).......................................
Погрешности измерения, % (для воды);
от 3 до 5 м3/ч ..............................
от 5 до 30 м3/ч..............................
Потребляемая мощность, Вт.......................
Напряжение питания, В...............•...........
Масса, кг:
счетчика ....................................
блока питания ...............................
ТОР-1 ТОР-1-80
50 80
6,4(64) 6,4(64)
5—100 5—100
+ 50 + 50
3—30 7,5—75
0,05 (0,5) 0,05(0,5)
±5 ±5
±2,5 ±2,5
5 5
220 220
20 25
2,5 2,5
34
Расходомер ТОР-1 (рис. 18) состоит из двух основных частей:
турбинного счетчика жидкости и блока питания.
Принцип действия счетчика — измерение числа оборотов
крыльчатки, пропорционального объему прошедшей жидкости.
Жидкость, проходя по обтекателю 8, попадает на наклонно рас-
положенные лопатки крыльчатки 2 и приводит крыльчатку во
вращательное движение, которое через понижающий редуктор 4
и магнитную муфту 5 передается на счетный механизм 6. Пока-
зания счетного механизма 6 снимаются с шестиразрядного бара-
банного интегратора с ценой деления 0,1 м3 и со шкалы с ценой
деления 0,005 м3 и передаются по кабелю 7 на БМА. На одной оси
со стрелкой счетного механизма 6 вращается диск с двумя посто-
янными магнитами, которые, проходя мимо магнитоуправляемого
контакта, обеспечивают его замыкание через каждые 0,05 м3 жид-
кости, прошедшей через прибор.
Жидкость после крыльчатки 2, ударяясь об экран 3, изменяет
свое направление на 180° и через окна выходит из прибора. Диа-
пазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Погрешность измере-
ния при расходе от 3 до 5 м3/ч— ±5%, от 5 до 30 м3/ч— ±2,5%.
Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется
автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показа-
ниями датчика влагомера (см. рис. 13).
Глава III
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ.
ЗАСОРЕНИЕ НЕФТЕПРОВОДОВ
И МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАСОРЕНИЯ
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ
НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на пло-
щадях нефтяных месторождений, делятся:
1) по назначению — на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазо-
проводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;
2) по характеру напоров — на напорные и безнапорные;
3) по рабочему давлению — на трубопроводы высокого
(6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) дав-
ления;
4) по способу прокладки — на подземные, наземные и подвод-
ные;
5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьев сква-
жин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водя-
ные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; товарные нефтепро-
воды (см. рис. 3, поз. 2, 4, 10, 14);
6) по гидравлической схеме работы — простые трубопроводы,
не имеющие ответвлений (см. рис. 19), и сложные трубопроводы,
2* 35
имеющие ответвления (см. рис. 22), к которым относятся также
замкнутые (кольцевые) трубопроводы (см. рис. 70, поз. Л4).
Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным сква-
жинам с целью поддержания пластового давления, делятся на:
а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных
станций второго подъема (см. рис. 69);
б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магист-
ральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);
в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагне-
тательных скважин.
Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на трубо-
проводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы
с неполным заполнением трубы жидкостью.
Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жид-
костью называются напорными, а трубопроводы с неполным
заполнением сечения могут быть как напорными, так и безна-
порными.
Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не пол-
ностью заполнены нефтью, т. е. часть сечения выкидных линий
или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе дви-
жения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в
связи с их плохой работой.
В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием
гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных от-
меток в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефте-
проводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод
называют свободно-самотечным или безнапорным, а при отсутст-
вии газовой фазы — напорно-самотечным.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до
АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и
АГЗУ. Выкидные линии (см. рис. 3, поз. 2) в зависимости от деби-
та скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и проклады-
ваются под землей. Протяженность выкидных линий определя-
ется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км.
От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продук-
ция 14—56 скважин (в зависимости от числа Спутников, опреде-
ляемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН
обычно прокладывается сборный коллектор (см. рис. 3, поз. 4)
диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 2 до 10 км.
Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на
площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газо-
проводы (см. рис. 3, поз. 14).
§ 2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
При составлении проекта обустройства прежде всего руковод-
ствуются расположением скважин, предусмотренным проектом
разработки данного месторождения, и дебитами этих скважин. По
известному расположению скважин на месторождении с учетом
36
рельефа поверхности выбирают места расположения групповых
замерных установок (см. рис. 3, поз. <3) и трассы всех трубопрово-
дов, перечисленных в § 1 данной главы.
Трассой трубопровода является линия, определяющая положе-
ние трубопровода на местности. Эта линия, нанесенная на карту
или план местности, называется планом трассы.
Проектирование трубопроводов на площади месторождения
сводится к решению следующих основных задач; 1) выбор рацио-
нальных длин и диаметров выкидных линий и сборных коллекто-
ров, отвечающих минимуму расхода металла, затрат на их строи-
тельство и эксплуатационных издержек; 2) гидравлический, теп-
ловой и механический расчет трубопроводов, транспортирующих
как однофазную, так и многофазную жидкость (нефть, газ, вода);
3) выбор трассы трубопроводов; 4) составление продольных про-
филей, характеризующих трассу трубопроводов.
При проектировании систем сбора для парафинистых нефтей
особое внимание следует обращать на тепловые расчеты трубо-
проводов (см. § 6 данной главы), так как этими расчетами опре-
деляются необходимое число печей для подогрева нефти и затра-
ты на их сооружение (см. рис. 6, поз. Пь П2, П3).
§ 3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОСТЫХ И СЛОЖНЫХ НАПОРНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ИЗОТЕРМИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ
Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним
однофазных жидкостей сводится обычно к определению или диа-
метра D, или начального давления или пропускной способности
Q по известным формулам общей гидравлики. В основе гидравли-
ческих расчетов трубопроводов лежит уравнение Бернулли:
(18)
Каждый член уравнения в скобках имеет размерность высоты:
первый член уравнения Z\ определяет положение различных точек
линии тока над плоскостью сравнения; второй член — P\!&g также
имеет размерность высоты и называется пьезометрической высо-
той (или статической); третий член — Vi /2g называется динами-
ческой высотой (или скоростным напором). Эти напоры при дви-
жении жидкостей по трубам расходуются в основном на преодо-
ление сил трения /1тр и местных сопротивлений hM.c в трубопрово-
дах (задвижки, вентили, колена и т. д.).
Формулы для определения потерь напора на трение. Потери
напора на преодоление сил трения йтр по длине трубопровода
круглого сечения определяются по формуле Дарси—Вейсбаха:
.L _ X— 16<У — х
D 2g ~ D 2gniDi ~
(19)
37,
(20)
Формулу (19) можно представить иначе:
\р = X— .
D 2
В формулах (19) и (20) обозначены: /гтр — потери напора на
преодоление сил трения, м; Др — потери давления, Па; / — длина
трубопровода, м; D — диаметр трубопровода, м; р — плотность
жидкости, кг/м3; v — средняя скорость течения жидкости, м/с;
Q — расход жидкости, м3/с; g — ускорение свободного падения,
м/с2; X — коэффициент гидравлического сопротивления (безраз-
мерный), в общем случае зависящий от числа Рейнольдса (Re)
и относительной шероховатости, т. е.
X = /(Re, Д),
где A—2e/D — абсолютная шероховатость трубы, см; D — диаметр
трубопровода, см.
Если течение в трубе ламинарное (струйное), т. е. Re<2300,
то коэффициент гидравлического сопротивления не зависит от
шероховатости трубы и равен
X = 64/Re.
(21)
Здесь
Re = vD/v = QD/Fv = 4Q/n£>v = 4 2р/лОц, (22)
где Q — расход жидкости, м3/с; F=aD2l^ — площадь сечения тру-
бы, м2; v — кинематическая вязкость жидкости, м2/с; D — внутрен-
ний диаметр трубопровода, м; ц—-динамическая вязкость жид-
кости, Па-с.
При турбулентном течении жидкости, когда Re>2800, для
определения X принимают несколько экспериментальных формул:
1) для переходного режима (от ламинарного к турбулентному);
2) для смешанного режима; 3) для квадратичного режима.
Однако без ущерба для точности вычислений турбулентного
режима, характеризующегося переходным и смешанным режимом,
т. е. числами Рейнольдса от 2800 до 105, X можно определять по
формуле Блазиуса:
X = 0,3164/Re0-25 = 0,3164/^Re. ’ (23)
Для квадратичного режима движения X определяется по фор-
муле Б. Л. Шифринсона
Х = 0,11 (2е/£))0’25. (24)
Формулы для определения гидравлического уклона. Гидравли-
ческий уклон характеризует потерю напора на единицу длины
трубопровода, т. е. согласно (19) будем иметь
1=Лр_ = Х^-=Х 8(32
I 2gD
(25)
gn2Db
38
Подставив в (25) значения X из (21) и (23) и проведя неслож-
ные преобразования, которых мы здесь не приводим, получим
формулы, более удобные для практических расчетов:
для ламинарного режима
Qv
i = а-^— ;
D4
для турбулентного режима
, п1’7^0’25
I = ь ---------
д4.?э
(26)
(26 ,а)
Решая эти уравнения относительно каждого из входящих в не-
го параметров, получаем:
для ламинарного режима
О = (27)
для турбулентного режима
/ ;П4.75 \ 1/1 ,75 / Л1 ,75 „0,25 \ 1/1 ,75
Q = |—----) ; dJi>^—) , (28)
frv0,25 / \ I J
где D, см, v, см2/с; Q, л/с, м3/ч, м3/сут, В соответствии с принятой
размерностью принимаем следующие значения коэффициентов
а и Ь.
Q ....................
а.....................
b . . . . •...........
л/с м3/ч м3/сут
41,53 11,54 0,480
43,76 4,65 0,018
Потерю напора на трение по всей длине трубопровода можно
определить по формуле (25)
йтр = И или i = йтр// = tg а. (29)
Пример 1. По выкидной горизонтальной линии с внутренним диамет-
ром 100 мм и длиной 3 км подается нефть в количестве 200 т/сут, плотностью
р=0,8 т/м3 и вязкостью v=5 Ст (см2/с = 5-10~4 м2/с). Определить потери дав-
ления, выразив их в Па, кгс/см2 и м.
Решение. Вначале определяем скорость нефти (м/с):
86 400Fp 86 400.0,785-0,Р-0,8
Режим движения нефти определяется по (22)
Re = oD/v = 0,368.0,1 /5 -10-* = 73,6,
т. е. режим ламинарный.
Коэффициент гидравлического сопротивления X определяем по формуле (21)
X = 64,/Re = 64/73,6 = 0,87.
Перепад давления (в Па) найдем, использовав формулу (20),
л а 3000 800 0.3682
Др = 0,87---------------------
0,1 2
= 1 410 000.
39
Перепад давления, выраженный в кгс/см2 (1 кгс/см2=9,81 104 Па)
Др= 1 410000:9,81-Ю4 = 14,3.
Перепад давления, выраженный в м,
Формулы для определения потерь напора на местные сопро-
тивления. К местным сопротивлениям относятся сопротивления в
закруглениях труб, резких поворотах, отводах,- кранах, вентилях,
задвижках, клапанах и т. д. Местные сопротивления необходимо
учитывать при расчете всасывающих линий (имеющих небольшую
длину) насосов и компрессоров.
При больших длинах напорных трубопроводов удельный вес
местных сопротивлений обычно невелик и ими часто пренебрега-
ют при расчетах.
Потерю напора на местные сопротивления hM.c обычно нахо-
дят по формуле
Лм.с = ?-?-. (30)
Здесь v — средняя скорость движения жидкости в сечении
потока за местным сопротивлением; £— коэффициент местного
сопротивления, зависящий от Re, формы местного сопротивления
и шероховатости, а для запорных устройств —от степени их
открытия.
В большинстве случаев удобнее определять местные сопротив-
ления по так называемой эквивалентной длине, понимая под по-
следней такую длину прямого участка трубопровода данного диа-
метра, на которой потеря напора на трение по длине /гтр эквива-
лентна (равняется) потере напора /гмс, вызываемой данным мест-
ным сопротивлением.
Эквивалентную длину 1Э можно найти по формуле Дарси —
Вейсбаха
и по формуле (30).
Приравнивая между собой правые части формул (30) и (31)
2g D 2g
получим
= (32)
Значения местных сопротивлений можно найти в [3].
40
Полный перепад давления в «рельефных» (не горизонтальных)
трубопроводах определяется по формуле
= Атр + Ам.с ± Az = X — — + — ± Аг =
= 4-2^ — + Аг,
\ D J 2g -
(33)
где ЛТр и Лм-с — соответственно потери напора на трение (путевые
потери) и местные сопротивления, определяемые по (19) и (30);
±Дг=Хгп— 2гсп=гя — zK— разность геодезических отметок в м:
плюс ставится тогда, когда сумма участков подъема (гп) трубо-
провода больше суммы участ-
ков спуска (гсп), минус — в
обратном случае (рис. 19); zn
и zK — соответственно геодези-
ческие отметки начала и кон-
ца трубопровода.
Короткие трубопроводы
(всасывающие линии насосов)
также рассчитываются по фор-
муле (33), только вместо раз-
ности геодезических отметок
Дз принимается разность
уровней вала насоса и жидко-
Рис. 19. Расчетная схема сжатого про-
филя простого напорного трубопро-
вода
сти в резервуаре.
В некоторых случаях возникает необходимость в графическом
поверочном расчете, который позволяет определить давление в лю-
бой точке трубопровода. Тогда поступают следующим образом.
Строят в сжатом масштабе продольный профиль трубопровода,
совмещая начальную точку напорного трубопровода с отметкой
оси насоса (точка А на рис. 19). Точка С — конечная точка тру-
бопровода, соответствующая, например, отметке дна резервуара.
Точка D — отметка верхнего уровня жидкости в резервуаре.
По вертикальной линии от оси насоса А откладываем в мас-
штабе поперечного профиля общий напор Н, определяемый по
(33). Проведя горизонтальную линию, соответствующую уровню в
резервуаре, получим точку а. Отрезок Аа соответствует разности
геодезических отметок между осью насоса и верхним уровнем в
резервуаре (zH—zK), а отрезок аВ — напору, идущему на преодо-
ление гидравлических сопротивлений в трубопроводе /гтр. Соеди-
нив точки В и D прямой линией, получим гидравлический уклон,
определяемый формулой (25). Для определения напора в любой
точке трубопровода (пунктир) необходимо из этой точки про-
вести вертикальную линию до линии гидравлического уклона BD.
Измеряя, например, линию Кт и умножая результат замера на
поперечный масштаб, получим значение напора в данной точке
трубопровода. В точке К трубопровода напор будет больше на-
пора, развиваемого насосом. Построение таких графиков позво-
41
ляет выявить участки трубопровода с минимальными и макси-
мальными напорами, что необходимо знать при расчете трубопро-
вода на прочность.
При определении гидравлического уклона или тангенса угла
а необходимо потери напора /гтр делить на длину трубопровода
I (пунктирная линия), а не на его проекцию L.
Гидравлический расчет простого напорного трубо-
провода (постоянного диаметра и без ответвлений), транспор-
Рис. 20. Расчетные схемы простых тру-
бопроводов
тирующего жидкость в одно-
фазном состоянии, сводится к
определению одного из сле-
дующих параметров: 1) про-
пускной способности трубопро-
вода Q; 2) необходимого на-
чального давления рг, 3) диа-
метра трубопровода D.
При этом физические свой-
ства перекачиваемой жидко-
сти— плотность рж и вязкость
а также разность геодези-
ческих отметок (Az) считают-
ся известными.
В задачах первого типа искомой является пропускная
способность трубопровода Q. Коэффициент гидравлического сопро-
тивления X зависит от Re, а следовательно, и от неизвестного рас-
хода Q. Поэтому задачу решают графоаналитическим методом,
сущность которого сводится к следующему.
Сначала задаются несколькими произвольными значениями
расхода жидкости Q. Затем определяют скорость потока (о =
— QIF=4Q/nD2). Далее рассчитывают режим движения (Re=
= vb/v) и в зависимости от него определяют % по формуле (21)
или (23). После чего, подставляя все известные данные в (19),
находят для данного расхода потери напора в трубопроводе hTp
и строят по найденным величинам зависимость /iTp=f(Q)
(рис. 20, а). После этого по заданному напору h0 находят искомую
производительность трубопровода Qo- При решении этой задачи
за заданный напор h0, определяемый из уравнения Бернулли (18),
обычно принимают разность значений удельной потенциальной
энергии
пренебрегая при этом скоростным напором (уi — vl)/2g ввиду его
малости.
В задачах второго типа в зависимости от числа Рей-
нольдса, которое в данном случае легко определяется по извест-
ным диаметру трубопровода D и расходу жидкости Q, находят X,
затем решают уравнение (20) относительно искомого начального
давления.
42
В задачах третьего типа искомым является диаметр
нефтепровода D при известном расходе жидкости Q, перепаде
давлений Др, плотности рж и вязкости жидкости v®, а также дли-
не трубопровода I.
Здесь, как и в задаче первого типа, X зависит от режима дви-
жения, т. е. от числа Рейнольдса, и от неизвестного диаметра Dr
входящего в Re. Поэтому данная задача решается графоанали-
тическим методом. Для этого задаются различными значениями
диаметра трубопровода, определяют соответствующие им' потери
и строят зависимость ftTp=f(D) (см. рис. 20, б).
Необходимый диаметр трубопровода определяется по кривой
(см. рис. 20, б) по заданному напору
h0 = Аг + .
pg
Если такого диаметра труб в ГОСТ нет,
жайший больший диаметр.
Пример 2. Определить пропускную способность
нефтепровода, если Ap=pi—р2=0,981 МПа; Az=zH—
—zlt = +40 м; /=1000 м; 0 = 0,1 м; qh = 800 кг/м3; ц =
= 20 10~3 Па с.
Решение. В связи с тем, что k=/(Re), а сле-
довательно, и X=/(Q), которые нам известны, задачу
решаем графоаналитическим методом. Для этого сна-
чала задаемся произвольными расходами Q(, Q2, ...,
Qt и по формуле (22) определяем режим движения.
Зная режим движения, по формуле (21) или (23) оп-
ределяем X. Подставив последний в (19), рассчиты-
ваем потери напора. Затем по полученным данным
строим зависимость /iTp = /(Q) и по известному пере-
паду давления h0 определяем расход нефти.
Произвольные расходы нефти, соответствующие
им скорости, а также коэффициенты гидравлического
сопротивления и потери напора представлены ниже.
На рис. 21 показана кривая зависимости /in=f(Q),
построенная по приведенным данным.
то принимается бли-
Рис. 21. Зависимость
hn = f(Q)
Q, м3/с............................... 0,001
о, м/с . . ........................ 0,127
X..................................... 0,127
Ьтр • м................................. ''°4
0,003 0,008 0,012 0,01 0,03
0,372 1,02 1,52 2,55 3,82
0,0454 0,0395 0,0358 0,0316 0,0285.
3,34 20,6 42,5 103,6 211,1
Перепад давления Ар=0,981 МПа=981 000 Па : 9,81 • 104= 10 кгс/см2, где
9,81-104 — переводной коэффициент из системы СИ в техническую.
Разность геодезических отметок Az=+40 м.
Перепад давления за счет разности геодезических отметок Azpg=40 800X
Х9,81 = 314 920 Па : 98 100 Па = 3,22 кгс/см2.
Общий перепад давления р= 10+3,22= 13,22 кгс/см2= 132,2 м вод. ст.
На рис. 21 в масштабе проведена горизонтальная линия до кривой ha=f(Qf
и из точки пересечения на ось расходов Q восставлен перпендикуляр. Таким:
образом, пропускная способность нефтепровода получалась равной 23 л/с.
Сложный трубопровод представляет собой несколько1
последовательно или параллельно соединенных простых трубопро-
водов, и поэтому гидравлический расчет его в принципе ничем не
отличается от расчета по изложенной расчетной схеме.
43
Здесь мы рассмотрим расчет графическим способом сборного
коллектора, транспортирующего однофазную жидкость.
По схеме (рис. 22) к коллектору AD длиной L подсоединены
три групповые замерные установки в точках А, В и С. Пусть в
Рис. 22. Расчетная схема сложного
нефтепровода
этих точках в коллектор поступа-
ет нефть в количестве Qi, Q2 и
Q3 т/сут.
Предварительно задавшись
диаметром трубопровода, опреде-
лим среднюю скорость движения
нефти на участке коллектора АВ
из равенства
v = QjFp = 4Q1/nD2p, (34)
где р — плотность перекачивае-
мой нефти в кг/м3.
Зная среднюю скорость нефти, диаметр D и задавшись вяз-
костью нефти v, находим Re по формуле (22).
Допустим, что Re <2300, т. е. режим ламинарный. Тогда со-
гласно формуле (26) 1 гидравлический уклон на данном участке
равен
I = 0,480 .
D‘p
Необходимый напор в точке А, согласно формуле (29), будет
Йд — ^1^1-
В точке В в коллектор поступает дополнительное количество
нефти Q2. Таким образом, по участку коллектора ВС необходимо
пропустить нефть в количестве Q1 + Q2-
Гидравлический уклон на участке ВС
L, = 0,480 -(Q1 + Qa)— .
Dip
Необходимый напор на участке ВС
Йв = 1'2^2-
Для свободного движения нефти в количестве Q1 + Q2 на уча-
стке ВС необходимо, чтобы напор в точке А был равен hA + hB
Графически этот напор определится, если из точки в провести
линию ва2, параллельную ai В.
Так же подсчитывается гидравлический уклон на участке CD
для расхода жидкости Q1 + Q2 + Q3
i3 = 0,480
(Qi + Qa + Q3) v
Dip
1 Значения а приведены на с. 39.
44
я определяется суммарный гидравлический напор участка1
При последовательном соединении простых трубопроводов,
имеющих различные диаметры, расход нефти или воды на всем
пути остается постоянным, а общие потери напора определяются
сложением потерь напора на отдельных участках.
При параллельном соединении трубопроводов разность напо-
ров на концах участков будет одинакова, т. е. потери напора вы-
ражаются формулой
hY = h2 = = Х£ А = Х£ A = 0,083X£Z£ 4 , (35)
3 4 2g 1 d£ 2g^ d?
а сумма расходов в параллельных ветвях равна общему расходу
41 + + Рз + • • . + 4п = Q- (35а)
§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ДВИЖЕНИИ
В НИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ
Большинство нефтепроводов, проложенных по промысловым
площадям, работает с неполным заполнением сечения трубы
нефтью, т. е. часть объема трубы обычно бывает занята газом.
Ниже приводятся основные понятия и определения, относящи-
еся к двухфазным потокам, а также некоторые указания к расче-
ту нефтепроводов, транспортирующих двухфазную смесь.
Основная сложность расчета заключается в том, что в газо-
жидкостном потоке происходит относительное движение фаз,
обусловленное их различными плотностью и вязкостью, т. е., ины-
ми словами, имеет место скольжение этих фаз.
В Советском Союзе и за рубежом проводились широкие ис-
следования двухфазных потоков в вертикальных и горизонталь-
ных трубах. Множество исследований было посвящено визуаль-
ному изучению структур потока. На рис. 23 приведены некото-
рые структуры потока в горизонтальных трубах при движении
в них воздушно-водяных смесей. Последовательность указанных
на рисунке структур объясняется постепенным увеличением газо-
вой фазы в потоке.
Основная задача, возникающая при гидравлическом расчете
трубопроводов, транспортирующих газожидкостную смесь, — оп-
ределение перепадов давления.
Основное расчетное уравнение для «рельефных» (не горизон-
тальных) нефтепроводов можно записать в упрощенном виде:
АР = дРт“ + Арсм, (36)
1 Рассмотренная задача значительно усложнится, если на отдельных участ-
ках трубопровода А—D, в местах подсоединения сборных коллекторов В и С,
будут турбулентные, а не ламинарные, как мы приняли, режимы.
45
где Дрсм — перепад давления, обусловленный весом столба газо-
жидкостной смеси, а для горизонтального трубопровода форму-
ла (36) запишется следующим образом
ЛР = ДРсм.тр- (36а)
Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротив-
лением газожидкостного потока, можно определить по формуле,
подобной формуле Дарси—Вейсбаха (20):
t $
(37)
Рис. 23. Примерные структуры газожидкостных потоков в горизонтальных
* трубах.
Поток: а — с пузырьками газа в верхней образующей; б — с началом образования газовых
пробок; в — расслоенный; г — волновой; д — пробковое течение; е — эмульсионный (сото-
вый); ж — пленочный
где лСм— коэффициент гидравлического сопротивления, который
согласно [5] находится следующим образом:
при ReCM<2300
Лсм = 64/ReCM; (38)
при Re>2300
Хсм =---------------• (39)
см (l,81gReCM —1,4)« 7
Число Рейнольдса для смеси определяется как
Кесм = ycM^/vcM‘ (40)
Кинематическая вязкость двухфазного потока vCM определя-
ется по формуле Манна:
l/vCM = ₽/vr + (l-₽)/v*. (41)
46
где р — расходное объемное газосодержание двухфазного пото-
ка, определяемое по формуле
₽=—,
Vr + <2ж
(42)
где Vr и Q®— соответственно объемный расход газа и жидкости
при средних давлении и температуре в трубопроводе.
Плотность газожидкостной смеси рсм, входящая в формулу
(37), определяется из выражения
Рсм = Рж(1—ф) + ФРг. (43)
где рж и рг — плотность жидкости и газа при средних давлении
и температуре смеси в трубопроводе; <р — истинное газосодержа-
ние определяется как отношение мгновенной площади сечения
потока, занятого газовой фазой Fr, к полному поперечному сече-
нию потока F, т. е.
Ф = == —. (44)
F Fr + F ж
Истинное газосодержание <р двухфазного потока — сложная
функция, зависящая от физических свойств жидкости и газа, ди-
аметра и наклона трубопровода, расхода жидкости и газа. За-
кономерности изменения истинного газосодержания в зависимос-
ти от указанных параметров устанавливаются только опытным
путем при помощи мгновенных отсечек потока или просвечива-
нием труб гамма-лучами.
Доля сечения потока, занятая жидкой фазой, соответственно
составит
1 — Ф = Fx/F = Fx/(Fr + Fx).
(45)
В (37) входит средняя скорость газожидкостной смеси, кото-
рая определяется из выражения
*СМ = (Vr + QM)IF. (46)
Общий перепад давления в «рельефном» трубопроводе (в
Па), обусловленный гравитационными силами (геодезическими
отметками) и силами трения смеси, определяется из уравнения
(36)
Ар = S ^gpn — у zcngpcn + Др™, (47)
1 1
где гп и гсп—высоты отдельных восходящих (подъемов) и нис-
ходящих (спусков) участков трубопровода, м; рп и рсп— истин-
ная плотность смеси соответственно на восходящих и нисходя-
щих участках, определяемая по истинному объемному газосо-
держанию:
Рп = Рж(1 ~ ф) + фпРг I
Рсп = Рж (1 — ф) + фспРг J
(48)
47
Согласно [5], при восходящем потоке
<Рп = —Ц- J Н9)
1+-----
цсм
при нисходящем потоке
Фсп=1--Ь4’- (49а)
1 -1---
1’см
После подстановки в уравнение (47) выражения (37) полу-
чим общий перепад
п п 2
ДР = Zn gpn — zcn gpea + Лсм рсм. (50)
Данное выражение является основным расчетным уравнением
при проектировании нефтепроводов, работающих при неполном
заполнении сечения трубы нефтью.
В работе [5] даются графики и номограммы для определения
коэффициента сопротивления Хсм, истинного газосодержаний по-
тока <р, значительно облегчающие расчеты таких нефтепроводов.
§ 5. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕФТИ
И РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ
НЕНЬЮТОНОВСКИЕ жидкости
За последние годы открыто много месторождений с парафи-
нистой нефтью (Жетыбай, Узень и др.), движение которой по
трубам не подчиняется известным законам гидравлики. Содер-
жание парафина в некоторых нефтях этих месторождений дости-
гает 25%, а смол — 55%.
Транспортировка таких нефтей по трубопроводам имеет свою
специфику и связана с большими трудностями. Если вязкость
непарафинистой нефти значительно возрастает из-за понижения
температуры, то существенно осложняется пуск нефтепровода
после его остановки, а при перекачке парафинистых нефтей мо-
жет произойти «замораживание» нефтепровода до полного прек-
ращения подачи.
Для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей возни-
кает необходимость увеличения мощности перекачивающих агре-
гатов, строительства специальных печей для подогрева нефти
(см. рис. 6, поз. /7Ь /72, /73) или увеличения диаметра нефтепро-
вода.
За последнее время для улучшения прокачиваемости парафи-
нистых нефтей с высокой температурой застывания стали приме-
нять разбавители (керосин, углеводородный конденсат), а также
так называемые депрессорные присадки, добавка которых суще-
48
ственно улучшает реологические свойства нефти. В качестве та-
кой присадки для узеньской нефти применяли ЕСА-4242 в коли-
честве 0,15% от массы нефти. Температура нефти изменялась от
20 до 40° С, a Re (режим движения) от 50 до 15 000. Опыты по-
казали, что при одинаковых условиях перекачки и указанном из-
менении температур и режимов перепад давлений в замерном
участке оставался практически постоянным, т. е. реологические
свойства нефти с присадкой не изменялись или, иными словами,,
при такой сравнительно низкой температуре (20° С) «заморажи-
вания» трубопровода не происходило. Механизм действия приса-
док пока не совсем ясен. Предполагается, что молекулы приса-
док, как и ПАВ (см. стр. 90), адсорбируются на поверхности
выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их дальней-
шему росту. Образуется как бы «суспензия» парафина с огром-
ным числом мелких кристаллов и высокой степенью дисперснос-
ти. Перед добавлением присадок нефть нагревается до полного
расплавления кристаллов парафина и в дальнейшем, при движе-
нии нефти с присадками, она не нуждается в подогреве.
Характерной особенностью парафинистой нефти является за-
висимость изменения вязкости от перепада давления Др (или,
что одно и то же, от напряжения сдвига т) и от изменения гра-
диента скорости в трубе dvldr.
Под реологическими свойствами нефти будем понимать зави-
симость вязкости нефти ц от изменения градиента скорости в
трубе dv/dr и напряжения сдвига т (рис. 24, в).
Согласно закону Ньютона о вязкостном трении при движении
жидкости в круглой трубе, уравнение касательного напряжения
т записывается в виде1:
F dv
S dr
где т — касательное напряжение сдвига (Па) между двумя сло-
ями жидкости или между жидкостью и
на рис. 24, a; F — сила, Н; S— площадь соприкосновения между
двумя слоями жидкости, м2; ц— коэффициент пропорционально-
сти, называемый коэффициентом динамической вязкости, Па-с;
dvjdr — градиент скорости между слоями жидкости, 1/с; г — рас-
стояние от оси трубы, м.
Формулу (51) можно представить в виде:
(51)
телом, заштрихованным
р. =------.
dvtdr
Зависимость имеет вид прямой, выходящей из начала коор-
динат (см. рис. 24, в, поз. 1), тангенс угла которой к оси ординат
является постоянной величиной и характеризует абсолютную вяз-
кость нефти.
1 Знак минус в выражении для т взят потому, что с увеличением радиуса г
скорость v убывает (см. рис. 24,6), т. е. dvjdr отрицательно, т — положитель-
ная величина.
49
Жидкости, вязкость которых изменяется по прямолинейному
закону (p = const) в зависимости от напряжения сдвига и гради-
ента скорости du/dr, называются ньютоновскими.
Жидкости, вязкость которых изменяется в зависимости от
напряжения сдвига и градиента скорости (p*#=const), назы-
ваются неньютоновскими (кривые 2 и 3 на,.-рис. 24, в).
Кривые этого типа обычно можно снять при температуре засты-
вания нефти.
Рис. 24. Движение ньютоновских и неньютоновских жидкостей по трубам.
-а — модель течения жидкости; б — распределение напряжений и скоростей в структурном
потоке; в — зависимость напряжений сдвига от градиента скорости для ньютоновских /
н неньютоновских 2, 3 жидкостей
Вязкость неньютоновских жидкостей определяется по уравне-
нию Шведова — Бингема:
। * dv
4- п *.—
dr
(52)
или
Т — т0 = и*
dv
dr
где то — минимальное касательное напряжение, превышение ко-
торого вызывает текучесть ядра неньютоновской жидкости, Па;
р* — кажущаяся вязкость неньютоновской жидкости т. е. вяз-
кость, зависящая от градиента скорости dvfdr, Па-с.
Рассмотрим течение в трубе заштрихованного объема жидкости (см. рис.
'24, а) длиной I и диаметром D при приложении внешней силы F. Давление на
концах трубопровода пусть будет pt и р?.
Внешняя сила F нарушит условия равновесия сил давления (pi — ра) —~—
и силы трения Дтр = л£>/т, возникающей на внутренней поверхности трубы при
движении жидкости, если
F > ^тр
или
(Pi —Ра)~> "О/т.
4
(53)
50
Сокращая, получим'
4т/
D
(54)
Предельному равновесию, т. е. такому состоянию, когда неньютоновская
жидкость только начнет двигаться, будет соответствовать условие
4т/ 2т/
(55)
Таким образом, если
« . 2т/
Др > Др0 = —
К
то жидкость в трубопроводе будет двигаться, и в зависимости от приложенной
разности давлений могут образоваться три различных режима ее движения:
структурный, ламинарный или турбулентный.
Под структурным режимом понимается такой режим, когда движение всего
потока «жидкости» условно принимается за движение твердого тела с одинако-
вой скоростью по всему поперечному сечению. По мере увеличения перепада
давления Др возрастает скорость движения жидкости, и в ближайших к стенке
трубы частях потока развивается ламинарный режим, в то время как в централь-
ной его части (ядро) жидкость по-прежнему продолжает двигаться как
тело (см. рис. 24, б), т. е. имеет место как бы ламинарно-структурный
Теперь установим закон распределения скоростей в поперечном
трубы при ламинарно-структурном режиме. Будем исходить из общего
ния (52) для касательного напряжения в неньютоновской жидкости.
Для любого цилиндрического слоя жидкости радиусом
г>Го касательное напряжение т можно выразить аналогично
dhp 2гДр г\р
41 = 2/ ’
(56)
твердое
режим,
сечении
уравне-
24, б)
(см. рис.
формуле (55), т. е.
4/
(57)
где d— диаметр цилиндрического слоя
га равно т.
Подставим последнее значение т в
следующем виде:
жидкости, в котором
напряжение сдви-
уравнение (52)
и
представим его в
* dv
Ц * —
dr
гДр
ЧГ
т0.
(58)
Умножим обе части этого уравнения на dr:
», Дрг
H dv = dr — xodr.
Проинтегрировав данное выражение
получим
V =
Apr2 т0
4р*1 р
(59)
Постоянную интегрирования С находим из условия:
r=R, о = 0, следовательно,
У
стенок трубы при
4р*/ р*
(60)
51
Таким образом, подставляя (60) в (59), получим
Ар тл
и=-Г77</?2-г2)--г(/?-г)- (б1)
4p,*Z [1*
Кривая скоростей, соответствующая этой формуле, представлена на рис.
24, б. Она состоит из двух частей: параболических ветвей у стенок трубы, соот
ветствующих ламинарному режиму течения, и прямолинейного участка в
центральном ядре, соответствующего структурному режиму течения.
Для определения скорости движения центрального ядра в формуле (61)
(необходимо принять г=г0. Тогда
и»=1^Г(/?2-Ло)—(62)
Расход жидкости при ламинарно-структурном режиме будет равен
Q — Qn Qu <
где Q., и QB— соответственно расход в ламинарном кольце и в центральном
ядре.
Последнее выражение можно представить как
Q = J 2лгс1п +
(63)
тде v и ио — скорости жидкости, определяемые из выражений (61) и (62).
Подставив в выражение (63) формулы (61), (62) и проведя затем инте-
грирование и некоторые упрощения, которые мы здесь не приводим, получим
<формулу Букингема:
1 Ард \
3 Др3 J '
л/?2
8ц*/
Ар — у Аро
(64)
При больших перепадах
•можно пренебречь ввиду его
щий вид:
давлений последним членом в этом уравнении
малости, и тогда формула (64) примет следую-
Q =
л/?2
8 ц*/
4
Ар — — Аро
О
(65)
тде Др — наблюдаемый перепад давлений, определяемый по формуле (54);
Лр0 — перепад давления, соответствующий началу движения жидкости, опреде-
ляемый по формуле (55).
Часто пользуются формулой Букингема следующего вида:
л/?4Др0
8ц*/
4 Гр 1 (’Ay I
3 R Ф 3 \ R J J ’
(65а)
Так как касательные напряжения в трубе имеют линейный характер (см.
рис. 24, б), то на поверхности ядра они равны
т0 = tr0l'R,
•откуда
го = той/т.
(66)
Пример 3. Определить напряжение сдвига в плоскости ядра, находяще-
гося на расстоянии г0 = 25 мм от стенки трубы диаметром Z>=100 мм при
перекачке парафинистой нефти со средней скоростью, равной 0,1 м/с. Плотность
нефти р=900 кг/м3. Динамическая вязкость р* = 100 сП (1 10~2 Па-с).
$2
Решение. Определим режим движения
„ vDp 0,1-0,1.900
Re = —;— = —J- {q—i— = 90 — ламинарный.
Перепад давления на единицу длины трубопровода (в Па/м) определим по
формуле (65а), пренебрегая в ней членом, заключенным в квадратные скобки,
ввиду его малости
Лр0 _ 8Qn* 128Qjx*
I ~n(D/2)« ~ яО*
или
Дро _ 128-0,785-0,1-1.10-1 _ 32 4
I ~ 3,14-0,12 - '
Максимальное касательное напряжение (в Па), возникающее у стенки тру-
<бы, определится по формуле (55)
ApnR 0,05
т = —= 32,4—1—- = 0,85.
21 2
Касательное напряжение (в Па) на поверхности ядра определится по фор-
муле (66)
Пример 4. Определить подачу выкидной линии для условий примера
3, если длина ее 20 м и перепад давления на этой длине Др = 2 кгс/см2 (2-9,81 X
Х10‘ Па).
Решение. Подача выкидной линии (в м3/с) определится по формуле (65)
Л 3,14-0,054-2 Г 4-0,025 1 / 0,025 \4 1
О = -----1---- 1 — ---——' -!---( —----- ) = 8,84-10-'.
8-20-1-10-1 L 3-0,05 3 \ 0,05 J J
Вследствие большой вязкости нефти и малого перепада давления подача
выкидной линии мала.
§ 6. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОМ
ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТЕЙ
До сих пор, начиная с § 3, мы рассматривали изотермические
потоки, т. е. такие, для которых температура, а следовательно, и
плотность и вязкость жидкости оставались неизменными на всем
протяжении потока и в любой точке его поперечного сечения.
Однако на практике приходится иметь дело с потоками жид-
костей, подогреваемыми в различных печах (особенно при пере-
качке парафинистых нефтей) или теряющими естественную теп-
лоту в окружающей среде. С понижением температуры увеличи-
вается вязкость нефти (эмульсии)1, а следовательно, и гидравли-
ческое сопротивление при ее транспортировании по трубопрово-
дам. Падение температуры особенно нежелательно при перекач-
ке высоковязких и парафинистых нефтей. Температура нефти,
поступающей из скважин на поверхность, зависит, как известно,
1 См. с. 86.
53
от многих переменных: глубины скважины и ее дебита, геотерми-
ческого градиента, газового фактора, степени обводненности
нефти, концентричности фонтанных труб относительно эксплуа-
тационной колонны. Все это трудно поддается учету при проек-
тировании выкидных линий и сборных коллекторов на вновь от-
крытых месторождениях, поэтому приходится принимать какую-
то среднюю температуру жидкости на устьях скважин при макси-
мально возможных дебитах, предусмотренных проектом разра-
ботки.
Связь между начальной и конечной температурой нефти, а
также температурой окружающей трубопровод среды устанавли-
вается в формуле В. Г. Шухова:
<к~/о = е-0*, (67).
tn С
где ta и tK— соответственно начальная и конечная температура
нефти в °C; t0 — температура окружающей трубопровод среды
в °C; е — основание натуральных логарифмов, равное 2,72; I —
длина трубопровода в м.
Величина а в данной формуле определяется из выражения
лПК
а =-----------------------------,
Qpc
называемого критерием Шухова. Здесь D — наружный ди-
аметр трубопровода, м; —полный коэффициент теплопередачи
(128) от жидкости в окружающую трубопровод среду, Вт/(м2Х
Х°С); Q — объемный расход жидкости, м3/с; р — плотность жид-
кости, кг/м3; с — теплоемкость жидкости (для нефти с = 2,09, для
воды с = 4,19), кДж/(кг-°С).
Если нефть поступает в трубопровод с начальной температу-
рой то на расстоянии х от его начала средняя по сечению тем-
пература определится по формуле (67)
лРК*
<, = *o + (/H-Ue аре (68)
В конце трубопровода, когда x=l, tx=tK.
В трубопроводе в общем случае можно наблюдать два режима течения:
на начальном участке при сравнительно высокой температуре жидкости — тур-
булентный режим, а в конце — ламинарный. При этом длина турбулентного
участка /т определится по формуле
где /Кр — критическая температура, соответствующая переходу турбулентного
режима в ламинарный.
Критическое значение вязкости vKp, при которой ламинарный режим пере-
ходит в турбулентный, определяется по формуле
vD________4G
кр ReKp
(70)
54
Если вязкость жидкости вычислять по формуле П. А. Филонова
v = ухе , (71)
то с учетом (70) критическая температура определится из выражения
, / _i_ 1 1 ^DReKP
/KP = G + -ln--
(72)
В формулах (71) и (72) обозначены: t — температура нефти в °C; t* —
температура, выбираемая в рабочем интервале температур; Ох — кинематиче
ская вязкость нефти при произволь-
ной известной температуре и — по-
казатель крутизны кривой вязкости,
имеющий размерность, обратную тем-
пературе, т. е. 1/°С.
Для аналитического определения
показателя крутизны и необходимо
знать вязкость нефти и v2 при
двух различных температурах Zi и Z2.
Подставляя эти данные в уравне-
ние (71) и логарифмируя его, по-
лучим
In Vj = In vit — utL;
In 'ti = In vt* — ut2.
Вычитая из первого равенства
второе, найдем
In --
Vo
u=--------— = tga, (73)
<2 —
Для ориентировочного определе-
ния вязкости нефтей в зависимости от
Рис. 25. График для ориентировоч-
ного определения вязкости нефтей в
зависимости от температуры и плот-
ности
их температуры и плотности можно
пользоваться графиком (рис. 25).
Пр и м е р 5. Рассчитать опти-
мальные условия перекачки вязкой
нефти по нефтепроводу диаметром
Z>B=359 мм на расстояние 1=20 км
с расходом G = 500 м3/ч. Температура
окружающей трубопровод среды /о=0°С. Полный коэффициент теплопередачи на
участке турбулентного движения Лт=3,5 ккал/м2-ч-°С, на участке ламинарного
движения Ал = 2,5 ккал/м2-ч-°С. Плотность перекачиваемой нефти р=0,9 т/м3.
Теплоемкость нефти ср=1,95 кДж/(кг-°С). Начальная температура нефти
/н = 90°С, конечная ZK = 25°C.
Зависимость вязкости нефти от температуры приведена ниже.
t, =с..................
-V, см’/с..............
25 30 40 50
37,55 26,5 13,2 6,5
60 70 80 90 100
3,24 1,61 0,8 0,393 0,2
Решение.
1. Определим коэффициент крутизны вискограммы и (в 1/сС) по форму-
ле (73):
и =
1
90 — 25
In
37,55
0,393
= 0,071.
55
2. Определим вязкость нефти (в см2/с) при температуре to = 0° С по фор-
муле (71):
v0 = 37,55-2,72“°-07 <°-25’ = 216.
3. Критерий Рейнольдса при температуре t0 равен
„ vD 4G 4-500
Re =----- =--------------------------------- = 23.
v nDv 3,14-0,359-216-10—4-3600
т. е. течение ламинарное.
4. Потерю напора при температуре t0 определим по формуле (19), длж
чего вначале вычислим скорость движения жидкости в трубе (в м/с):
G 4-500
о = — =---------------------= 1,36.
F 3,14-0,3592.3600
Потеря напора (в м) будет
h
64
тр“ 23
20 000-1,362
0,359-2-9,81
= 14 500.
5. Определим критическую температуру жидкости (в °C) по формуле (72)>
1 , 37,55-3600-3,14-0,359 „
ZKD = 25 -(-----In----------------------= 66.
р 0,07 104-4-500
Таким образом, при температуре жидкости ниже 66° С режим движения,
ламинарный, а выше — турбулентный.
Длина трубопровода (в м) с турбулентным режимом движения нефти опре-
делится по (69):
500-0,900-2,09 90 — 0
/т“ 3,14-0,359-3,5-1,16 1П 66 — 0 - 2 6°-
§ 7. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДА
На площадях нефтяных месторождений часто приходится уве-
личивать пропускную способность сборных коллекторов в связи
с подключением новых скважин или увеличением производитель-
ности существующих скважин. Пропускную способность сборных
коллекторов можно увеличить четырьмя способами: 1) уменьше-
нием вязкости перекачиваемой нефти путем ее подогрева; 2) по-
дачей в поток обводненной нефти поверхностно-активных веществ;
3) прокладкой параллельного нефтепровода (лупинга); 4) уста-
новкой дополнительного насоса, работающего параллельно1 с ос-
новным.
1. Зависимость количества перекачиваемой нефти от ее вязко-
сти определится для ламинарного режима движения по формуле
(27)
Q = -^,
av
а для турбулентного режима по формуле (28)
56
или
1Т)4,75
, ... . - ,1/1,75
0= —---------)
\ bv0-25 /
(75)
Значения коэффициентов а и b в формулах (74) и (75) приве-
дены на с. 39.
2. Одно из перспективных мероприятий по увеличению про-
пускной способности сборных коллекторов в зимнее время, когда
вязкость эмульсии увеличивается (см. рис. 39), — подача в поток
поверхностно-активных веществ
(ПАВ) на забой или на устье сква-
жин, дающих обводненную нефть.
Такой опыт накоплен в нефтегазо-
добывающих управлениях Татарии
и дал хорошие результаты. При по-
даче ПАВ в обводненный поток
нефти снижается вязкость эмульсии
(см. главу VI, § 2) и увеличивается
пропускная способность трубопро-
вода.
3. На рис. 26 приведена схема
трубопровода с подключенной к не-
му параллельной вставкой (лупин-
гом), что позволяет увеличить площадь сечения, снизить соответ-
ствующим образом скорость течения жидкости (ti = 4Q/nZ)2), а
следовательно, потери напора на трение при скорости, определяе-
мые по формуле (19).
Согласно приведенной схеме между расходами жидкости Qi и
Q? и диаметрами и установлены следующие зависимости:
для ламинарного потока
Qi = (d
02 \d
для турбулентного потока
Qi_ = М
Од \ ^2
Общий расход жидкости, протекающей по основному трубо-
проводу и параллельной линии, равен
Qo — Qi + Фа-
Длину параллельного трубопровода I можно определить по
формулам:
для ламинарного режима
Рис. 26. Схема трубопровода с
лупингом
(76)
•2
2.71
(77)
oQo^- ^*тр d о
“ (1 —/) а<?о
(78)
57
для турбулентного режима
i _ aQl0-24-hipd4-75
d-W<’25
(79)
где L — длина основного коллектора, м; /гтр — потеря напора на
трение в основном трубопроводе, м; do— диаметр основного тру-
бопровода, м; а — коэффициент, равный 0,480; Qo — общий
ход жидкости, м3/сут.
Для ламинарного режима движения f определяется по
муле
для турбулентного режима движений (Re = 30004-100 000)
рас-
фор-
(80)
(81)
где ii — гидравлический уклон лупинга; 1О— гидравлический уклон
трубопровода без лупинга; dz и d0 — диаметр лупинга и основного
трубопровода соответственно.
4. Пропускную способность действующего нефтепровода мож-
но увеличить также установив или центробежный насос большего
напора, чем существующий, или дополнительный насос, работаю-
щий параллельно с основным [9].
§ 8. ГАЗОПРОВОДЫ ДЛЯ СБОРА НЕФТЯНОГО ГАЗА
В настоящее время, как отмечалось выше, применяется только
высоконапорная, герметизированная, одно- или двухтрубная си-
стема сбора нефти, газа и воды. Нефть, газ и вода в этом случае
транспортируются по одному трубопроводу или раздельно до ДНС
(см. рис. 3, в, поз. 4 и 14), или до УПН (см. рис. 3, а, б, поз. 4 и
14, а также рис. 4, поз. 4).
От ДНС, где устанавливаются сепараторы первой ступени, газ
транспортируется под собственным давлением (0,4—1 МПа) на
ГФУ или на ГПЗ, а нефть и вода подаются центробежными насо-
сами (см. рис. 29, поз. 4) на УПН.
Пропускную способность при сравнительно небольшом давле-
нии в горизонтальных газопроводах можно рассчитывать по сле-
дующей упрощенной формуле: V
V = 220,50* 1‘ , / JL- , (82)
У ргг
где D — внутренний диаметр, см; Н — перепад давления, мм вод.
ст.; р — относительная плотность газа по воздуху; L — длина га-
зопровода, м; V7—пропускная способность газопровода, м3/сут.
§ 9. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ЗАСОРЕНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ
И МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ
Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, про-
ложенных на территории нефтяного месторождения, происходит
по следующим причинам.
1. Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, вы-
носимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в
нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.
2. При определенных термодинамических условиях из сов-
местного потока нефти, газа и воды могут выпадать различные
•соли и парафин, создающие твердый, трудно разрушаемый оса-
док.
3. При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стен-
ки трубопроводов, в результате образовавшаяся окалина при
низких скоростях потока жидкости может оседать в трубопрово-
дах и уменьшать их живое сечение.
При сборе и транспортировании парафинистых нефтей на
площадях месторождений особые затруднения вызывает выпа-
дение и отложение парафинов от С1?Нзв до С36Н74.
На образование парафиновых отложений на стенках труб
влияет:
1. Состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью
(шероховатая, гладкая, полированная). Шероховатые стенки
труб способствуют отложению парафина, так как шероховатость
при развитом турбулентном режиме движения интенсифицирует
перемешивание потока, а следовательно, и выделение газа и па-
рафина из нефти непосредственно у стенок труб.
2. Способность нефти растворять парафины.
Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже
юна растворяет парафин и тем, следовательно, интенсивнее будет
выпадать из такой нефти парафины и отлагаться на стенках
труб.
3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Этот фак-
тор играет исключительную роль при образовании парафиновых
отложений на стенках труб, т. е. чем выше эта концентрация,
тем интенсивнее будут отложения при всех прочих равных усло-
виях.
4. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше пе-
репад давления, тем интенсивнее происходит образование и вы-
деление из нефти новой фазы — газа, сопровождающейся пони-
жением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгази-
рование нефти влечет за собой выделение прежде всего легких
фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых
соединений.
5. Скорость нефтегазового потока. Этот фактор также игра-
ет не последнюю роль при образовании парафиновых отложений
в трубах: чем ниже скорость потока, т. е. чем меньше дебит
скважин, тем интенсивнее отлагается парафин и наоборот.
59
Нефтегазодобывающие предприятия применяют различные
методы предотвращения и устранения отложений парафина и
солей на стенках труб *. Основные из этих методов перечислены
ниже.
1. Применение высоконапорной (0,981 —1,47 МПа) гермети-
зированной системы сбора нефти и газа значительно снижает
разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение
парафина.
2. Использование паропередвижных установок (ППУ), высо-
котемпературный пар которых направляется в запарафиненные
трубы. Под действием высокой температуры пара отложения
парафина плавятся и затем удаляются из трубопроводов.
3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различ-
ными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками, су-
щественно снижающими шероховатость труб.
4. Применение поверхностно-активных веществ, подаваемых
на забои или устья скважин в поток обводненной нефти. Пода-
ча ПАВ в продукцию обводненных скважин полностью предот-
вращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стен-
ки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с
нефтью, способствующей адгезии (прилипанию) твердых частиц
парафина, а с пластовой водой, разрушающей отложения пара-
фина. Кроме того, введенные в поток нефти ПАВ, адсорбируясь
на твердых частицах парафина, тормозят или полностью прекра-
щают рост его кристаллов, в результате чего существенно зат-
рудняются осаждение парафина из потока нефти и образование
твердых отложений. К положительным сторонам этого метода
относится также и то, что расход ПАВ небольшой и составляет
лишь 10—12 г/т; кроме того, ПАВ, введенные в поток нефти на
забое или на устье скважины, предотвращают образование н
«старение» нефтяных эмульсий (см. главу V, § 3).
5. Применение теплоизоляции, способствующей сохранению
высокой температуры нефти, которая одновременно являлась бы
также и противокоррозионным покрытием.
6. Применение резиновых шаров (торпед), периодически вво-
димых (по мере накопления парафина) в выкидные линии у
устьев скважин и извлекаемых на групповых замерных уста-
новках.
Из всех перечисленных методов борьбы с парафиновыми от-
ложениями в нефтепроводах наиболее широко в настоящее вре-
мя применяют лишь первый и второй: первый—-преимуществен-
но на вновь обустраиваемых площадях нефтедобывающих пред-
приятий, второй — на старых площадях с самотечной системой
сбора нефти и газа.
Второй метод борьбы с отложениями парафина эффективен,
но дорог.
1 О предотвращении и устранении отложения солей см. с. 61, 62.
Q0
Рис. 27. Очистка нефтепроводов резино-
выми шарами.
/ — струна фонтанной арматуры; 2 — камера
для запуска шаров; 3 — крышка камеры; 4 —
заслонка; 5 — вентиль; 6 — выкидные линии;
7 — камера для приема шаров; 8— линия для
подачи шаров в емкость; 9, 10 — фонтанная
арматура
отложения парафина со стенок
Реже пока применяют четвертый и шестой методы, которые-
по сравнению со вторым обходятся нефтегазодобывающим уп-
равлениям значительно дешевле. Например, одноразовое исполь-
зование ППУ на площадях нефтяных месторождений Татарии
стоит около 500 руб., а применение шаров (торпед) для этих
же целей—около 10 руб.
На рис. 27 приведена схема очистки выкидных линий сква-
жин резиновыми шарами. Очистка осуществляется следующим;
образом. Камера запуска 2,
установленная на струне фон-
танной арматуры 1, заряжается
резиновыми шарами, диаметр
которых несколько больше (на
2—3 мм) внутреннего диамет-
ра выкидной линии 6. По мере
того, как выкидные линии 6
запарафиниваются, из камеры
запуска 2 подается резиновый
шар, который потоком жидко-
сти проталкивается до распре-
делительной батареи групповой
замерной установки, где нахо-
дится приемная камера 7. Для
подачи шаров из камеры 2
открываются заслонка 4 и
вентиль 5.
Резиновые шары счищают
выкидных линий и проталкивают их в приемную камеру 7, из
которой они направляются по линии 8 в емкость 9, откуда их
затем извлекают.
Шары можно повторно использовать. Описанный способ очи-
стки труб от парафина успешно применяется на месторождениях
Украины, Туркмении, Татарии и др.
На некоторых месторождениях Советского Союза (Самотлор,
Речица, месторождения Куйбышевской области, Азербайджана'
и др.) в процессе эксплуатации скважин наблюдается интенсив-
ное выпадение солей в рабочих органах электроцентробежных
насосов (ЭЦН) и штанговых насосов, а также в насосно-ком-
прессорных трубах п выкидных линиях. Выпадение солей в ос-
новном наблюдается в обводненных скважинах. Пластовые воды,
поднимаемые на поверхность вместе с нефтью, могут содержать
свыше 400 г/л солей, а плотность этих вод достигает 1,4 г/см3.
Соли, содержащиеся в пластовых водах, могут быть как во-
дорастворимые (NaCl, СаС12), так и водонерастворимые (СаСО3,
MgCO3, CaSO4 и т. д.)_
Основная причина выпадения этих солей в процессе добычи
нефти — нарушение термодинамического равнове-
сия в скважине при подъеме нефти и пластовой воды от за-
боя до устья, обусловленное снижением температуры и давления.
61
При этом происходит пересыщение пластовой воды и из послед-
ней, согласно законам растворимости, выпадают в виде кристал-
лов наименее растворимые соли, заклинивая рабочие органы
насосов и выводя их из строя. Так, например, на Самотлорском
месторождении ЭЦН выходят из строя в связи с отложением со-
лей за 25—30 дней, тогда как эти же насосы без образования в
них осадков солей могут работать свыше 250 дней.
Какие же существуют методы борьбы с отложениями солей
при эксплуатации скважин? Их, к сожалению, пока немного: хи-
мические методы и применение пресной воды.
Химические методы борьбы с образованием солей в скважи-
нах применяют, главным образом, при выпадении карбонатных
и сульфатных солей (водонерастворимых).
В качестве реагентов в данном случае применяют главным
образом гексаметафосфат натрия (NaPO3)6 и триполифосфат
натрия как в чистом виде, так и с добавкой дубового экстракта
или других присадок.
Сущность данного метода борьбы с отложениями солей сво-
дится к тому, что водный раствор гексаметафосфата натрия
(0,1 вес. %) образует коллоидный раствор, который не дает
осадка солей.
С отложениями водонерастворимых солей легко можно бо-
роться также с помощью растворов соляной кислоты
j_
СаСО, + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2
f t
соль не раство- соль раство-
ряется в воде ряется в воде
Однако, как показала практика, применение растворов соля-
ной кислоты быстро приводит к порче оплетки кабеля для ЭЦН
и усиленной коррозии оборудования, в связи с чем эти растворы,
как правило, не применяются.
Для борьбы с образованием отложений водорастворимых со-
лей (NaCl, СаС12) самым эффективным оказался метод подачи
в добываемую продукцию скважин пресной воды.
Пресную воду можно подавать двумя способами: 1) непре-
рывный подлив на забой скважины в процессе ее эксплуатации;
2) периодический подлив в затрубное пространство.
Первый способ позволяет исключить возможность выпадения
солей в скважине путем перевода насыщенного раствора солей
в ненасыщенное состояние, в результате чего кристаллы солей
не образуются и не выпадают в осадок.
Смешение высокоминерализованной пластовой воды с пресной,
подливаемой в затрубное пространство скважины (8—14%), поз-
воляет компенсировать уменьшение растворимости солей, выз-
ванное снижением температуры потока.
Второй способ рассчитан на периодическое растворение со-
лей в скважине по мере накопления их осадка.
62
Для осуществления обоих методов на месторождениях, где
водорастворимые соли выпадают в скважинах, должны строить-
ся сети водоснабжения пресной водой и подготовки этой воды.
Водоподготовка заключается в химической обработке пресной
воды для исключения возможности образования и выпадения не-
растворимых солей при взаимодействии пресной воды с пласто-
вой.
Сети водоснабжения и водоподготовки могут быть централи-
зованными (исходящие из одного пункта) и децентрализованны-
ми— все зависит от местных условий (наличие пресных вод и
климатические условия).
Однако там, где предусматривается разработка месторожде-
ния с поддержанием пластового давления путем закачки пресной
воды в пласт, строительство специальной сети водоснабжения
для борьбы с отложениями солей необязательно. В этом случае
от общих водоводов прокладываются водоводы небольшого диа-
метра (25—37 мм) в каждой эксплуатационной скважине. На
них устанавливается расходомерная шайба с вентилем для ре-
гулирования подачи пресной воды.
§ 10. ВНЕШНЯЯ И ВНУТРЕННЯЯ КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
И МЕТОДЫ ИХ ЗАЩИТЫ
Коррозия — разрушение металлов вследствие химического
илн электрохимического взаимодействия их с внешней (коррози-
онной) средой. Скорость коррозии выражают обычно числом
граммов металла, разрушенного в течение часа (года) на площа-
ди 1 м2, или величиной распространения этой коррозии в глубь
металла (в мм/год).
Трубопроводы, проложенные на площади месторождения, мо-
гут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, поч-
венной и внутренней. Однако процесс коррозии протека-
ет только двумя путями: 1) под влиянием прямого химического
воздействия среды на металл (окисление кислородом воздуха,
взаимодействие кислой и щелочной среды) и 2) в результате
электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением
электрического тока между отдельными участками поверхности
металла.
Атмосферная коррозия — это обычное ржавление труб,
уложенных на поверхности земли. Разрушающее действие атмос-
ферной коррозии невелико. Ее легко можно устранить путем на-
несения на поверхность труб масляных красок или лаков.
Почвенная коррозия трубопроводов наиболее опасна1
и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Интенсивность
почвенной коррозии зависит от химического состава почвы, ее
влажности, химического состава и неоднородности металла. Так,
например, в сухом песке, не содержащем солей, трубопровод мо-
63
жет лежать длительное время без заметных повреждений корро-
зией, и наоборот, во влажной солончаковой почве он может раз-
рушиться (в течение одного года) и выйти из строя. Такое поло-
жение в основном можно объяснить следующим образом. При
производстве стальных труб трудно достичь однородности хими-
ческого состава металла трубы. Как правило, в теле трубы име-
ются вкрапления неоднородных по химическому составу частиц
металла. Трубы, уложенные в траншею, при наличии в ней тех
или иных солей и влаги находятся как бы в электролитической
ванне. В этих условиях неоднородные частицы металла труб об-
разуют гальванопары, между которыми возникает электрический
ток. Течение электрического тока по телу трубы является ре-
зультатом электрохимических процессов, возникающих между
различными металлами, помещенными в электролит. В результа-
те возникновения электрического тока, протекающего от анода
(т. е. от металла с более высоким потенциалом) к катоду, анод
разрушается. Упрощенно говоря, с анода (т. е. с трубы) в элект-
ролит (почву) уносятся частицы металла в виде положительно
заряженных ионов, поэтому анод, разрушаясь, образует в трубе
свищ. Образование гальванопар в металле труб может быть выз-
вано не только разницей в химическом составе и плотности само-
го металла, но и различными усадочными напряжениями и де-
формацией труб, возникающими в процессе перевозок. Разность
потенциалов между такими участками трубы может дости-
гать 1,5 В.
Внутренняя коррозия стенок труб возникает в результате кон-
такта.с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания.
Кроме коррозии металлов указанных видов, в нефтегазоводо-
сборной системе трубопроводов может образоваться также
электрокоррозия, возникающая под воздействием блужда-
ющих токов, вызванных утечками их с рельсов электрифициро-
ванного транспорта.
В связи с тем, что трубопроводы, проложенные на площадях
нефтегазодобывающих предприятий, подвергаются коррозии из-
нутри и снаружи, их защита осуществляется как с внешней, так
и с внутренней стороны.
Ко всякому антикоррозионному покрытию труб должны
предъявляться следующие требования: водонепроницае-
мость, прочность сцепления покрытия с металлом, хоро-
шая изоляция от электрического тока, достаточная проч-
ность и способность сопротивляться механическим воздействиям
при засыпке траншеи, н и з к а я стоимость.
Защита трубопроводов от почвенной коррозии делится на
пассивную и активную. Пассивная защита сводится к
изоляции поверхности трубопровода изолирующими покрытиями,
в качестве которых можно использовать различные сорта биту-
мов, а также полиэтиленовые и поливинилхлоридные пленки.
Битумные покрытия наносятся слоями на сухую, очищенную
до металлического блеска поверхность труб, затем трубы покры-
€4
ваются гидроизолом. С течением времени битумные покрытия
теряют свои защитные свойства.
По мере развития промышленности пластмасс все большее
применение находят изоляционные покрытия на основе полиме-
ров. Высокие прочностные свойства полимеров в сочетании с их
химической стойкостью обеспечивают эффективную защиту тру-
бопроводов. Эти покрытия технологичны и экономичны: трудо-
емкость нанесения их в 2—4 раза, а материалоемкость в 8—
10 раз меньше, чем битумных.
Однако полимерные покрытия
еще недостаточно изучены в
условиях длительной эксплуа-
тации. Полимерные покрытия
для изоляции применяются в
виде липкой ленты, на кото-
рую нанесен клей. Ленту нано-
сят на очищенный и загрунто-
ванный очистными машинами
трубопровод.
Описанная внешняя защи-
та труб от коррозии не может
оставаться эффективной на
Рис. 28. Схема катодной защиты тру-
провода.
1—источник постоянного тока; 2 — изоли-
рованный электропровод; 3 — трубопро.
вод с поврежденной изоляцией; 4—анод
(заглубленное железо); 5—дренаж (соеди-
нение тела трубы с электропроводом 2)
весь период эксплуатации трубопровода. Поэтому через некоторое
время (6—10 лет) сооружают катодную или протектор-
ную (активную) защиту трубопроводов.
При активной защите процессы коррозии переносятся с тру-
бопровода на заземляющие устройства (аноды), т. е разрушает-
ся не трубопровод, а анод, выполненный из металла.
При катодной защите источник постоянного тока ,1 (рис. 28)
через плюсовую клемму соединен с зарытыми в землю кусками
металла 4 (анод). Минусовая клемма источника тока соединена
дренажем 5 с поврежденным трубопроводом 3. Электрический
ток проходит через анод 4, почву, затем через поврежденную
изоляцию трубопровода и возвращается по дренажу 5 к минусо-
вой клемме источника тока. Поступая в трубу через поврежден-
ную изоляцию, электрический ток превращает эти места в като-
ды, вследствие чего поверхности самого трубопровода не подвер-
гается коррозии, а разрушается анод 4, который для этого и
предназначен.
В качестве источника энергии для катодной защиты может
служить любой источник постоянного тока с напряжением около
20 В. Мощность, потребляемая для катодной защиты, колеблется
от 1 до 20 кВт в зависимости от коррозионной активности поч-
вы, протяженности защищаемого участка, качества и состояния
изоляционного слоя.
Для повышения эффективности катодной защиты и сокраще-
ния затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода
отделяется от соседних участков фланцевым соединением с про-
кладкой из диэлектрического материала. В качестве заземлен-
3 Зак. 331
65
ных анодов применяют специальные сплавы. Обычно аноды рас-
полагают посередине защищаемого участка трубопровода на рас-
стоянии 100—150 м от последнего.
Одна катодная станция (см. рис. 28, поз. 1) в зависимости от
сопротивления защитного покрытия может защищать участок
трубопровода длиной от 5 до 25 км. Катодной защитой
можно предотвращать коррозию днищ нефтяных:
резервуаров и различных подземных металли-
ческих емкостей.
Защита трубопроводов от электрохимической коррозии про-
текторами осуществляется без подведения внешней электроэнер-
гии и сводится к работе гальванического элемента. Принцип
работы протекторной защиты трубопроводов следую-
щий. Параллельно защищаемому трубопроводу в землю закрыва-
ют протекторы, электрический потенциал которых ниже потенциала
материала трубопровода (магний, рафинированный цинк, алю-
миний и т. д.). Протекторы соединяют с трубопроводом изолиро-
ванным проводником. При возникновении разности потенциалов
между трубой и почвой протекторы превращаются в разрушае-
мые аноды, в результате чего трубопровод предохраняется от
коррозии.
Преимущества протекторной защиты: 1) отпадает необходи-
мость в сооружении катодных станций и источников тока;
2) простота схемы; 3) отсутствие эксплуатационных затрат.
К недостаткам протекторной защиты следует отнести прежде
всего необходимость расходования цветных металлов и поэтому
сравнительно большие капитальные затраты.
Для трубопроводов, транспортирующих нефть с большим со-
держанием пластовых, сильно минерализованных вод и сернис-
тых соединений, особую опасность представляет внутренняя кор-
розия труб.
Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии
эффективны различные лаки, эпоксидные смолы и ингибиторы.
Эффективность применения ингибиторов выражается в виде за-
щитного эффекта.
г = 100%
Р
или коэффициента торможения
а =
Р
где р0— скорость коррозии образца в отсутствии ингибитора;,
р — скорость коррозии образца в присутствии ингибитора.
В настоящее время против сероводородной коррозии трубо-
проводов широко применяется ингибитор И-1-А; против коррозии:
от действия сточных (дренажных, пластовых) вод — ингибиторы
66
И-К-Б2 и И-К-Б4; против коррозии от углекислого газа (СО2) —
ингибитор ИКСГ-1. Эффективность защитного действия этих ин-
гибиторов в среднем составляет 92—98%.
§ 11. ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (ДНС)
В случае, когда давления на устьях скважин недостаточно
для транспортирования больших количеств нефти, или нефтяной
эмульсии (нефть+вода) на большие расстояния, тогда сооружа-
ют ДНС.
На рис. 29 показана схема ДНС. На площадке ДНС устанав-
ливаются на жестких рамах два спаренных вместе блока завод-
Вход газонефтяной смеси
Рис. 29. Принципиальная схема дожимной насосной станции.
J — головка гидроциклонного сепаратора: 2 — корпус сепаратора; 3 —
фильтр; 4— центробежный электронасос марки МС нлн ЦС; 5— элект-
ромагнитный манометр; 6—расходомер жидкости; 7 —регулирующий
клапан; 8 — задвижка; 9 — нефтесборный коллектор
+4
ского исполнения: блок перекачки нефти (БПН) с насосами МС
или ЦС и блок сепарационной установки (СУ) с сепараторами
гидроциклонного типа. В некоторых случаях на площадке ДНС
вместо гидроциклонных сепараторов (см. рис. 33) устанавлива-
ются на блочном основании трехфазные сепараторы (см. рис. 32),
предназначенные для отделения газа и нефти от воды и вывода
этой воды за пределы сепаратора. Это позволяет существенно
сократить расход энергии на транспортировку воды на большее
расстояние.
В настоящее время разработаны ДНС трех типов, которые
подробно описаны в работе [2].
Одна из таких ДНС приведена на рис. 29. Она работает сле-
дующим образом. Нефтегазовый поток поступает через гидро-
циклонную головку 1 в корпус сепаратора 2. Из сепаратора
нефть направляется в фильтр 3, где она очищается от механи-
ческих примесей и далее поступает на прием центробежных
электронасосов 4.
3
67
После центробежных насосов (типа МС или ЦС) нефть нап-
равляется через расходомер 6, регулирующий клапан 7, задвиж-
ку 8 в нефтесборный коллектор 9.
Насосы 4 работают непрерывно, а регулирование их в зависи-
мости от производительности сепарационной установки выполня-
ется дросселированием потока с помощью клапана 7, связанного'
с поплавковым регулятором уровня, расположенным в нижней
емкости сепаратора.
Система автоматики предусматривает попеременную работу
насосных агрегатов, автоматическое включение резервного насо-
са при выходе из строя рабочего агрегата, а также автоматиче-
скую остановку насосов откачки при срыве подачи.
Все эти операции осуществляются при помощи электромаг-
нитных манометров 5, установленных на выкидных линиях насо-
сов и приборов местной автоматики, связанных с пусковыми ус-
тройствами.
Мощность насосной установки, потребляемая электродвигате-
лем, определяется по формуле
N =
где Q — подача насоса, м3/с;
И — напор, создаваемый насосом, м столба перекачиваемой жид-
кости; ц—коэффициент полезного действия насосной установки.
QHpg
1000ц ’
р — плотность жидкости, кг/м3;
Глава IV
СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ, КЛАССИФИКАЦИЯ И КОНСТРУКЦИЯ СЕПАРАТОРОВ-
Сепарация жидкости (разделение нефти, газа и воды) в раз-
личных сепараторах осуществляется для: 1) получения нефтяно-
го газа, используемого как химическое сырье или топливо;
2) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения'
тем самым гидравлических сопротивлений; 3) разложения обра-
зовавшейся пены; 4) отделения воды от нефти при добыче нес-
тойких эмульсий; 5) уменьшения пульсации при транспортирова-
нии нефти от сепараторов первой ступени до установки подготов-
ки нефти (см. рис. 3, в, поз. 4).
В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие
четыре секции (рис. 30).
I. Основная сепарационная секция, служащая
для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции
большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода
продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование
различного рода насадок—диспергаторов, турбулизирующих
ввод газожидкостной смеси).
68
II. Осадительная секция, в которой происходит до-
полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из
сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклю-
дированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют
тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым
длину пути движения нефти,
т. е. эффективность ее сепара-
ции. Наклонные плоскости ре-
комендуется изготовлять с
небольшим порогом, способст-
вующим выделению газа из
нефти.
III. Секция сбора неф-
ти, занимающая самое нижнее
положение в сепараторе и
предназначенная как для сбо-
ра, так и для вывода нефти из
сепаратора. Нефть может на-
ходиться здесь или в однофаз-
ном состоянии, или в смеси с
газом—в зависимости от эф-
фективности работы сепара-
ционной и осадительной сек-
ций и времени пребывания
нефти в сепараторе.
IV. Каплеуловитель-
ная секция, расположенная
в верхней части сепаратора и
служащая для улавливания
мельчайших капелек жидко-
сти, уносимых потоком газа.
Работа сепаратора любого
типа, устанавливаемого на
нефтяном месторождении, ха-
рактеризуется двумя основны-
ми показателями: количеством
капельной жидкости, уносимой
потоком газа из каплеулови-
тельной секции IV, и количе-
ством пузырьков газа, уноси-
мых потоком нефти из секции
сбора нефти III. Чем меньше
эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
Как же оценить эффективность нефтяного сепаратора и его
техническое совершенство?
Прежде всего дадим общее определение эффективности сепа-
ратора, характеризующей степень убывания в сепараторе нефти
ДетальЯ
tz
Сечение
детали Ю
Рис. 30. Общий вид и детали верти
кального сепаратора.
1—основная сепарационная секция; II—
осадительная секция; III — секция сбора
нефти; IV — каплеуловительная секция;
1 — корпус; 2 — раздаточный коллектор;
3 — поплавок; 4 — дренажная труба; 5 —
наклонные плоскости; 6 — ввод газожид-
костной смеси; 7 — регулятор давления
«до себя»; 8— выход газа; 9 — перегород-
ка, выравнивающая скорость газа в жа-
люзийном каплеуловителе; 10— жалюзий-
ный каплеуловитель: 11 — регулятор уров-
ня; 12 — сброс нефти; 13 — сброс грязи;
14 — люк; 15 — заглушки; 16 — предохра-
нительный клапан
за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем га-
за. Эффективность эта будет выражаться следующим образом:
69
Л = G*H 100%; Эг = -^r~Gir 100 %;
G1H G2r
I/ _т/
Эг = -2 100 o/o, (84)
'2
где Gih и G2h— соответственно массовые расходы нефти до и
после сепаратора; G2r и Gir — соответственно массовые расходы
газа после сепаратора и до него; V2 и Vl— соответственно объ-
емные расходы газа после сепаратора и до него.
2 Таким образом, в каждой ступени сепарационной установки
Н за счет снижения давления и температуры количество нефти
/ уменьшается и соответственно возрастает количество газа, что
может характеризовать работу этой установки в целом.
При любых условиях для герметизированной системы сбора
нефти и газа Эн+Эг = const.
К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора
относятся также удельный унос капельной жидкости Кж потоком
газа и удельный унос свободного газа Кг потоком нефти, которые
определяются из соотношений:
Кг=-^, (85)
г Чж
где qm и qr— объемные расходы капельной жидкости и свобод-
ного газа, уносимые из сепаратора, см3/ч, при рабочих условиях;
Vr и — объемные расходы газа и жидкости (нефти) при рабо-
чих условиях в сепараторе, ма/ч.
Однако одни и те же значения Кж и Кт можно получить, как
известно, в сепараторах различных конструкций (например, в
сепараторах большого объема без специальных отбойных прис-
пособлений и в сепараторах, скажем, гидроциклонных (см.
рис. 33), вес которых небольшой), а значит, и с различными тех-
нико-экономическими показателями.
Поэтому, пользуясь только показателями Кж и Кт, не учиты-
вая расход металла на изготовление сепараторов, их конструк-
цию, невозможно сделать окончательный вывод о техническом
совершенстве того или иного сепаратора. Технически совершенным
будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обес-
печивает более высокую степень очистки газа и жидкости и, кро-
ме того, имеет большую производительность и, конечно, при ми-
нимуме затрат металла на его изготовление. Эффективное отде-
ление газа от жидкости осуществляется в таких сепараторах, как
правило, при больших скоростях движения газа и жидкости по
сечению сепаратора, т. е., иными словами, при большей произво-
дительности. Таким образом, для полной оценки эффективности
работы сепаратора наряду с показателями Кж и Кг необходимо
учитывать и степень технического совершенства. Степень техни-
ческого совершенства сепаратора характеризуется: 1) минималь-
70
ным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе;
2) максимально допустимой средней скоростью газового потока в
свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной сек-
ции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и
воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделе-
ние свободного газа от жидкости. Допустимое значение удельного
уноса капельной жидкости Кж, согласно работе [7], не должно
превышать 50 ом3 на 1000 м3 газа, в то время как удельный унос
свободного газа потоком жидкости при условиях в сепараторе
рекомендуется принимать равным Krs^20-103 см3 на 1 м3 жидкости.
Величина Кт зависит от многих факторов, главными из кото-
рых являются вязкость и плотность нефти, а также способность
нефти к вспениванию.
Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребыва-
ния их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до
3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей — от 5 до 20 мин.
Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 5-10~3 Па-с, а
вязкими— с вязкостью более 1,5-10-2 Па-с (1 сП = 1-10~3 Па-с).
Для определения К„ и К? имеется специальная методика,
разработанная во ВНИИСПТнефть (г. Уфа).
Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на пло-
щадях газовых и газоконденсатных месторождений, оценивается
обычно только первым показателем, т. е. количеством капельной
взвеси, уносимой газом за пределы сепаратора. Поэтому требо-
вания, предъявляемые к нефтяным сепараторам и сепараторам
природного газа, должны быть разными1.
На рис. 30 показаны общий вид и разрез сепаратора с жа-
люзийной насадкой 10. Сепаратор работает следующим образом.
Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 6
к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для
выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклон-
ные плоскости 5, увеличивающие путь движения нефти и облег-
чающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа.
В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная на-
садка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на том
же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насад-
ке 10, стекают в поддон и по дренажной трубе 4 направляются в
нижнюю часть сепаратора.
Каплеулавливающая насадка 10 может быть различной конст-
рукции. Работа ее должна основываться на следующих принци-
пах: 1) столкновении потока газа с различного рода перегород-
ками; 2) изменении направления потока; 3) изменении скорости
потока; 4) использовании центробежной силы; 5) использовании
коалесцирующей набивки (различного рода металлических се-
ток) .
На рис. 31 приведены общий вид и разрез горизонтального
сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием
1 См. с. 155.
71
как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор ра-
ботает следующим образом.
^Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попа-
дает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (дисперги-
рование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит
к существенному увеличению поверхности контакта нефть—газ,
в результате чего происходит интенсивное выделение газа из
7 Влей иеутегамйой.
Рис. 31. Общий вид и разрез горизонтального сепаратора.
/—ввод газонефтяной смеси; 2 — диспергатор; <?— наклонные плоско-
сти; 4 — жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 — перегородка для
выравнивания потока газа; 6 — выход газа; 7 — люк; 8 — регулятор
уровня; 9—поплавковый уровнедержатель; 10—сброс грязи; // — пе-
регородка для предотвращения прорыва газа; 12 — сливная трубка
нефти *. После диспергатора из газа под действием гравитацион-
ных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклон-
ные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших
капелек уносится основным потоком газа. Для изменения струк-
туры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами
(порогами), способствующими выделению газа из жидкости.
Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти,
не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на
своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят «зах-
ват» (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделе-
ние их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в под-
дон, из которого по трубе ,12 она попадает под уровень жидкости
в сепараторе.
На рис. 31 в верхней части сепаратора показана в увеличен-
ном размере капелька К и действующие на нее силы, а в нижней
части сепаратора — увеличенный пузырек газа П и также силы,
действующие на него.
На рис. 32 показана одна из многих разработок блочной ав-
томатизированной сепарационной установки с предварительным
сбросом воды (БАС-1-100), разработанная Октябрьским филиа-
1 Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда
выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору
(см. рис. 34).
72
лом ВНИИКАнефтегаз. Первая цифра обозначает номер моди-
фикации, вторая — объем технологической емкости в м3.
Основное назначение секции предварительного сброса воды
сводится к тому, чтобы по возможности предотвратить попада-
ние ее в сепараторы-деэмульсаторы (нагреватели) (см. рис. 44,
поз. 9) и сэкономить топливо на нагрев этой воды.
Жалюзийный,
каплеотбойник 6 7 8
10 13
. Горячая
ВоВа с ПАВ
На 15
Нефть
г
Рис. 32. Блочная автоматизированная сепарационная установка!
с предварительным сбросом воды (БАС-1-100).
/ — сборный коллектор (см. рис. 3, а, б, в, поз. 4); 2, 14 н 14а — соот-
ветственно расходомеры горячей воды, нефтн и дренажной воды; 3 — ре-
гулятор уровня; 4 — заслонка; 5—датчик предельного уровня; 6 — сепара-
ционный отсек; 7—наклонные полки; 8 — перегородка; 9 — успокоитель,
уровня; 10 — распределитель потока; 11 — перфорированная труба; 12 —
двухфазный регулятор уровня прямого действия; 13 — дренажный патру-
бок; 15, 16 — выкидные линии соответственно для воды и нефти
БАС работает следующим образом. Нефть, газ и пластовая
вода по сборному коллектору 1 поступают в сепарационный от-
сек 6, в котором установлены три наклонные полки 7, способст-
вующие лучшему отделению газа от жидкости. Для более эффек-
тивного разделения нефти от воды в БАСе в сборный коллектор
1 через расходомер 2 подается горячая вода с установки УПН,
Из отсека 6 нефть вместе с водой (нефтяная эмульсия) перетека-
ют в водоотделительный отсек через распределитель потока 10.
Водоотделительный и сепарационный отсек 6 разъединены пере-
городкой 8. Совместное течение нефтяной эмульсии растворенно-
го газа сначала через распределитель потока .10, а затем через
слой воды создает благоприятные условия для разрушения этой
эмульсии (см. главу VI, § 2). Обезвоженная в основном нефть
через верхнюю перфорированную трубу 11, расходомер 14 нап-
равляется в выкидную линию 16, ведущую на УПН, а отделив-
шаяся от нефти вода через дренажный патрубок 13, расходомер
14а поступает в выкидную линию 15, ведущую на УПВ. В пра-
вом отсеке БАС уровень раздела фаз вода—нефть автоматически
поддерживается регулятором уровня прямого действия 12 типа
РУР-1. Необходимый перепад давления в отсеке 6 поддержива-
ется регулятором уровня 3, который действует на заслонку 4, ус-
тановленную на газоотводной линии. БАС имеет датчик предель-
ного уровня 5.
73
На рис. 33 приведен общий вид гидроциклонного двухъемко-
стного сепаратора, разработанного в институте Гипровосток-
нефть. Сепараторы этого типа широко применяются на нефтяных
месторождениях страны. Принцип их работы следующий.
Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную го-
ловку сечение которой в увеличенном масштабе показано на
том же рисунке.
Рис. 33. Принципиальная схема двухъемкостного гидроциклоч-
ного сепаратора.
J — гидроциклониая головка; 2, 3 — верхняя н нижняя емкости;
4 — успокоитель уровня; 5, 9 — исполнительные механизмы на нефтя-
ной и газовой линии; 6, 14—сливные полки,' 7 — сливной патрубок;
8 — регулятор уровня; 10 — каплеотбойник жалюзийного типа; // — вер-
тикальные и горизонтальные отбойники; 12, 13 — уголковые разбрызги-
ватели; 15 — пленка жидкости, стекающая вниз
В гидроциклонной головке за счет центробежной силы газ от-
деляется от нефти. Они движутся раздельно как в самой голов-
ке, так и в верхней емкости 2. Нефть по сливной полке 14 само-
теком направляется на разбрызгиватель 13, в патрубок 7, а за-
тем на сливную полку 6 и стекает с левой стороны успокоителя
уровня 4. Затем она перетекает через верхнюю кромку последне-
го, где и накапливается. Как только уровень нефти достигнет
определенной величины, сработает регулятор уровня 8, приот-
крыв исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и призак-
рыв исполнительный механизм 9 (заслонку) на газовой.
Газ проходит в верхней емкости 2 три зоны —12, 11 и 10, где
очищается от капельной жидкости и направляется в газовую ли-
нию, ведущую на ГПЗ (см. рис. 29).
Гидроциклонными сепараторами оборудованы все Спутни-
ки-А и Спутники-Б, после которых газ направляется снова в
сборный коллектор, перемешивается с нефтью (см. рис. 12, поз. 8,
23) и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени
сепарации (см. рис. 29).
74
За последнее время сотрудники Лениногорского ЦНИПРа сов-
местно с сотрудниками ТатНИПИнефть разработали и внедрили
высокоэффективный гравитационный сепаратор с предваритель-
ным отделением нефти от газа (рис. 34).
В этом сепараторе нефтегазовая смесь подводится к корпусу
сепаратора по наклонному трубопроводу 1. Наклон трубопрово-
да к горизонту может колебаться в пределах 30—40°. К наклон-
ному трубопроводу 1 прива-
рена вертикально располо-
женная газоотводная вилка
2, второй конец которой под-
соединен к каплеотбойнику
3, имеющему жалюзийные
кассеты 5.
Принцип работы сепара-
тора очень прост и сводится
к следующему.
В результате падения
давления при совместном
движении нефти и газа по
сборным коллекторам (про-
тяженностью от 2 до 8 км),
в последних происходит
медленная и равновесная
сепарация нефти от газа,
которые в наклонном тру-
бопроводе 1 еще больше
Рис. 34. Схема гравитационного сепарато-
ра с предварительным отделением газа от
нефти.
/ — наклонный сборный коллектор; 2 — газоот-
водная вилка; 3— корпус каплеотбойника; 4 —
плоский диффузор; 5 — кассета для улавлнванн»
капельной жидкости, уносимой газом (жалюзи);.
6 — наклонная плоскость; 7 — заслонка; 8 — шар-
нирные тяги; 9 — поплавок; 10 — патрубок для
вывода нефти из сепаратора; 11— пластины для
пеногашения
разделяются и отдельно
вводятся в корпус сепаратора: нефть по продолжению трубопрово-
да 1, а газ по газопроводу 2.
Не успевшие скоалесцировать (соединиться) в крупные агре-
гаты и не попавшие в газоотводную вилку 2 пузырьки газа вмес-
те с нефтью направляются в плоский диффузор 4, в котором по-
степенно снижается скорость нефтегазового потока. Нефтегазо-
вый поток из диффузора 4 с малой скоростью идет на наклонную
плоскость 6, где пузырьки газа, оставшиеся в незначительном ко-
личестве, интенсивно отделяются от нефти. Основной объем газа,
как отмечалось выше, выделяется из нефти до сепаратора при
помощи газоотводной вилки 2 и вводится в каплеотбойник 3, где
от газа отделяются капельки нефти, задерживаемые жалюзями 5.
Преимуществом данного сепаратора является предваритель-
ное отделение нефти от газа с последующим вводом их по от-
дельным каналам в корпус сепаратора и каплеотбойник 3. Та-
кой способ ввода продукции скважин в сепаратор позволяет зна-
чительно снизить перемешивание нефтегазовой смеси и ускорить
отделение нефти от газа.
Благодаря пластинам 11, устанавливаемым на расстоянии
1,0—1,5 см от наклонной плоскости 6, эффективно разрушается
образующаяся в сепараторе пена.
75
Верхний и нижний уровни жидкости в сепараторе поддержи-
ваются поплавком 9 и шарнирными тягами 8, присоединенными
к оси заслонки 7 на газовой линии. При достижении верхнего
предельного уровня поплавок 9 при помощи тяг 8 закрывает зас-
лонку 7. После закрытия заслонки давление в сепараторе подни-
мается и нефть продавливается через патрубок .10 до тех пор,
пока уровень жидкости не дойдет до крайнего нижнего положе-
ния, затем заслонка 7 открывается, и снова происходит накопле-
ние жидкости в сепараторе.
Для отделения нефти от газа имеются другие сепараторы, с
которыми можно ознакомиться в работах [2, 5], но мы их здесь не
приводим, поскольку они отличаются друг от друга лишь теми
или иными конструктивными элементами, существенно не влия-
ющими на эффективность разделения.
§ 2. ПУЛЬСАЦИИ В НЕФТЕПРОВОДАХ И ИХ ГАШЕНИЕ
При одновременном транспортировании нефти, газа и воды по
однотрубной герметизированной системе сбора (см. рис. 3, а, б,
в, поз. 4) часто наблюдаются значительные пульсации в сборных
коллекторах. Природа возникновения пульсаций сама по себе яс-
на: при движении газожидкостной смеси, особенно по «рельеф-
ным» трубопроводам, газовая фаза, образующаяся в верхней
части газопровода, может изменяться в объеме — сжиматься и
расширяться, изменяя тем самым давление (см. рис. 5). Изме-
нения давления в трубопроводе, транспортирующем газожид-
костные смеси, в отдельных случаях могут быть значительными
(2—5 МПа). Основными факторами, вызывающими пульсации
и влияющими на их величину и частоту, являются: 1) количест-
во и равномерность подаваемых в трубопровод жидкости и газа,
т. е. дебиты скважин и режимы их работы; 2) диаметр трубопро-
вода; 3) рельеф местности, по которой проходит трасса трубо-
провода.
При малых скоростях газожидкостной смеси в трубопроводе
(0,1—0,3 м/с) и гористой местности возникают пульсации с боль-
шой амплитудой и малой частотой и, наоборот, при больших ско-
ростях газожидкостной смеси (1,2—1,5 м/с) и ровной местности
наблюдаются пульсации малой амплитуды и большой частоты.
Пульсации в трубопроводах, транспортирующих газожидкост-
ные смеси, могут приводить: 1) к авариям трубопроводов (осо-
бенно в сварных соединениях); 2) к перегрузке сепарационной
установки, а следовательно, к уносу в газопроводы больших ко-
личеств жидкости из сепараторов и к снижению тем самым про-
пускной способности трубопроводов; 3) к нарушению технологи-
ческого режима УПН (см. рис. 44, поз. 9) и УПВ (см. рис. 66,
поз. 2, 7).
Для ограничения влияния пульсаций на работу этих устано-
вок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанав-
ливается гаситель пульсаций, конструкция которого может быть
76
самой разнообразной. На рис. 35 приведена одна из схем коллек-
тора-гасителя пульсаций потока, разработанного в Грозненском
нефтяном институте [5].
Максимальная длина коллектора-гасителя пульсации принима-
ется равной Г = 50 м для сепарационных установок производи-
тельностью 20000 т/сут, а минимальная — £ = 20 м — для сепара-
ционных установок производительностью 10 000 т/сут.
Рис. 35. Коллектор-гаситель пульсаций по-
тока.
/ — ввод вефтегаэоводяной смеси; 2 — отбор газа;
3 — отбор нефти: 4— нормальный уровень; 5 — ми-
нимальный уровень; La—0,8Lk; Lj—L7 = Le=L4=0,2 Lk;
L3=0,4L||; L2=0,6Lk; L5=0,5 Lk
Диаметры коллектора-гасителя принимаются равными диа-
метру сборного коллектора, подводящего нефтегазовую смесь к
гасителю пульсаций. Сущность работы коллектора-гасителя
пульсаций ясна из рисунка. Следует только отметить то важное
обстоятельство, что данный коллектор-гаситель может с успехом
применяться в качестве сепаратора первой ступени.
§ 3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ
При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях
и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях воз-
никает вопрос: что выгоднее — многоступенчатая (5—7 ступеней)
или двухступенчатая сепарация? Однозначный ответ на этот
вопрос дать затруднительно, так как при этом должна учиты-
ваться система сбора нефти и газа на площадях нефтяных место-
рождений, а также газа и конденсата на площадях газоконденсат-
ных месторождений. Например, при многоступенчатой сепарации
нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4—
8 МПа), на устьях скважин в результате незначительного пони-
жения давления и температуры на каждой ступени происходит
постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций—
77
метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводоро-
дов— пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое ко-
личество невыделившихся тяжелых углеводородов.
Если при том же высоком устьевом давлении применить
трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого
снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться
газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фа-
зу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводоро-
дов.
Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию
с трехступенчатой по выходу нефти, то первая оказывается бо-
лее эффективной, чем вторая. Однако, если многоступенчатая се-
парация будет применяться в системах негерметизированного
сбора и транспорта нефти, то все тяжелые углеводороды, остав-
шиеся в нефти, постепенно испарятся из нее, и эффект сепарации
сведется к нулю. Поэтому многоступенчатая сепарация, как и
трехступенчатая, должна применяться только при герметизиро-
ванной системе сбора и транспортировки нефти, начиная от
устья скважин и кончая нефтеперерабатывающим заводом, сле-
довательно, на всем пути движения товарной нефти резервуары
должны иметь понтоны или плавающие крыши (см. с. 124).
Ввиду того, что при двухступенчатой сепарации в газовую
фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов,
представляющих собой ценное сырье, рационально направлять
их в этом случае на газофракционную установку (ГФУ) или на
газоперерабатывающий завод для получения из этих газов жид-
ких углеводородов и, в частности, пропан-бутанов и газового бен-
зина.
Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке неф-
ти на площадях месторождений можно применять как многосту-
пенчатую, так и двухступенчатую сепарацию, если соблюдаются
условия, о которых говорилось выше. Однако с точки зрения
экономии металла, удобства обслуживания и наличия побли-
зости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда
целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделив-
шийся на первой ступени сепарации газ под собственным давле-
нием направляется на местные нужды: в котельные, для отопле-
ния жилых и производственных зданий и т. д. Газ, получаемый
на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается
резкое снижение давления, будет жирным, т. е. содержащим
большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он внача-
ле направляется в компрессорную, а после сжатия в компрессо-
рах или эжекторах — на ГФУ или ГПЗ.
РАСЧЕТ СЕПАРАТОРОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ ПО ГАЗУ
' А.Л и жидкости
J Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе,
—-'можно регулировать изменением давления и температуры сепа-
рации.
78
Методика расчета состава фаз описана в работе [8], изложе-
ние ее не предусмотрено программой данного курса.
Суммарное количество газа (свободного и растворенного),
поступающего на первую ступень сепаратора (м3/сут), определя-
ется по формуле
V = rQH. (86)
Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула
(86) запишется иначе
V = (87)
где W — обводненность нефти, %.
Количество газа (м3/сут), оставшегося в
шин в нефти Vp и поступающего из первой
(без учета обводненности нефти),
равно
растворенном состоя-
ступени во вторую
Ер =
Дебит отсепарированного сво-
бодного газа будет равен:
в первой ступени
Е1 = Е-Ер = (Г-ар1)(?н; (88)
во второй ступени
= а (/>! — Рг) QH; (89)
в п-ой ступени
Рис. 36. Растворимость газа в неф-
ти и воде в зависимости от давления
в сепараторе.
/ — в нефти; 2 — в воде
= а(р„_1 —рл)(?н. (90)
В формулах (86) и (90) обо-
значены: V — количество газа,
поступающего из скважины,
м3/сут; Г — газовый фактор сква-
жины, м3/м3; QH — дебит нефти, м3/сут; Vi, V2, ..., Vn — количество
газа, сепарируемого соответственно при давлениях рь рг, рп
(в 1, 2, ..., н-ой ступени), м3/сут; а — коэффициент растворимости
газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе 1/Па;
Pi, Р2, —, рп — давление в первой, второй и н-ой ступенях, Па.
Коэффициент растворимости газа в нефти а при давлениях
выше 0,981 МПа (10 кгс/см2) обычно изменяется линейно. Коэф-
фициенты а для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут
различными (рис. 36). Поэтому для точных определений необхо-
димо построить кривую изменения а от давления на основе ана-
лиза глубинной пробы соответствующей скважины.
Перейдем к расчетам сепараторов.
Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу.
Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном
сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследст-
79
вие резкого снижения скорости газового потока и вследствие раз-
ности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.
Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная
скорость движения газового потока в сепараторе была меньше
скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под
действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.
vr < «ч-
Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с
учетом рабочих условий определяется из выражения
Vp0 Т с . , V Т
щ —------—— . — 2 = 5,4 • 10~3----------г,
г 86 400Fp Та D2 р
(91>
где V — дебит газа при нормальных условиях (т. е. при Ро =
= 1,033-9,81-104=0,1 МПа и Т0 = 273 К), м3/сут; F=nD2/4 — внут-
ренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2; D — внут-
ренний диаметр сепаратора, м; р—давление в сепараторе, Па;
Т — абсолютная температура в сепараторе, К; z — коэффициент,
учитывающий отклонение реальных газов от идеального при
давлении в сепараторе.
Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы),
имеющей форму шара (при Re = u4d/vr^= 1, где ич — скорость осе-
дания частицы в газе, м/с; d — диаметр частицы, обычно прини-
маемый равным 10-4 м; vr—кинематическая вязкость газа в ус-
ловиях сепаратора, м2/с), можно определять по формуле Стокса:
и (рн — Рг) g __ d2 (рн Рг) g (92)
4 18iir 18vrpr ’
где ич — скорость осаждения частицы, м/с; d— расчетный диа-
метр частицы, м; рн и рг — соответственно плотность нефти и га-
за в условиях сепаратора, кг/м3; g — ускорение свободного паде-
ния, м/с2; цг — динамическая вязкость газа в условиях сепарато-
ра, Па-с (кг/м-с).
Если за положительное направление принимается направле-
ние падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при
скорости
= “ч — уг > 0.
На практике при расчетах принимается
ич = 1 ,2уг. (93)
Подставив в (93) значения ич и vr из (92) и (91), получим
d2 (рн — Рг) g = 18vrpr „ V т 1,2-5,4-10-3 -- —г, D2 р (94)
или V = 84 D2pd2 (ры — рг) . TVrPrZ (95)
80
По формуле (95) можно определить пропускную способность
вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек
жидкости d (обычно принимают d=10-4 м) или диаметром сепа-
ратора D при известных р, Т, рн, рг и vr в сепараторе.
Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жид-
кости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня
жидкости в нем меньше скорости всплывания газовых пу-
зырьков, т. е. должно быть
vK < vr. (96)
Скорость всплывания пузырьков газа vr в жидкости обычно
определяется по формуле Стокса (92) с заменой в ней абсолют-
ной вязкости газа р.г на абсолютную вязкость жидкости цж.
Учитывая соотношение (96), пропускную способность верти-
кального сепаратора по жидкости можно записать
Vx
Qjk d2 (Рж Рг) 8
86 400F г — 18цж
(97)
ИЛИ
(?ж = 86 400 0.785D2 (p*-pr)-g. (98)
18р.ж
После подстановки в данную формулу величины площади F =
= 0,785 D2 и значения ускорения свободного падения g получим
(?ж = 36964В2-^2-— ~ р- . (99)
Р-ж
При расчетах сепараторов на пропускную способность прихо-
дится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для
определения плотности необходимо пользоваться формулой:
Рг = Р<Л-^-Ц (100)
где ро — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; р и
Ро —соответственно давление в сепараторе и давление при нор-
мальных условиях, Па; То и Т — абсолютная нормальная темпе-
ратура (7о=273) и абсолютная температура в сепараторе (Г =
= 273 + /), К; z—коэффициент, учитывающий отклонение реаль-
ных газов от идеального.
Пример 6. При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в верти-
кальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром dH = 30 мкм. Давле-
ние в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см2) и температура 7" = 293 К-
Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность
сепаратора Vr, имеющего диаметр 0=0,9 м, если рн = 800 кг/м3 и коэффициент
сжимаемости 2=1. Плотность газа при нормальных условиях ро=1,21 кг/м3,
а вязкость газа в' рабочих условиях цг=0,012-10-3 Па-с.
Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (100)
Рг= 1,21
20.9,81.10*.273
1,033-9,81.10*.293-1
= 21,8 кг/м3.
81
«Скорость осаждения капли определим по формуле (92)
(30-10-»)3 (800 — 21,8) 9,81
и» = 1J . — = 0,00106 м/с.
18-0,012-Ю—з
При условии (93) скорость восходящего потока газа будет равна
и„ 0,00106
ог = 2- = —— = 0,0009 м/с.
По формуле (91) определим суточную производительность сепаратора по
газу
v 86 40Q.ur.0,785D3p-To 86 400-0,0009-0,785-0,92-2-9,81 103-273
граТ 1.1,033-9,81.104-293
Режим движения газа в сепараторе определим по формуле (22)
4Ур 4-900-21,8
= 900 м’.
Re = " r =------------------------------= 0,298.
nDpir 86400-3,14.0,9.0,012. IO”3
Пример 7. Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 i
нефть вязкостью р.н=10 сП (10 сП=10-10~3 Па-с) и плотностью р
в количестве QB = 200 т/сут. В сепараторе поддерживаются
20 кгс/см2 (20-9,81-IO* Па -----; . .. - ----- -
рость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые «успевают»
всплывать при этой скорости нефти. Задача решается без учета времени, за-
трачиваемого на сброс нефти из сепаратора.
Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе
QH 200 000
м проходит
>=0,8 г/см3
В сепараторе поддерживаются давление
2 МПа) и температура 7"=300 К. Определить ско-
v„ =----222---=----------~'--------- = 0,0036 м/с
86 400Грн 86 400-0,785.12-800 '
или
он = 3,8 мм/с.
Пузырьки газа успеют всплыть при пг>ин- Примем пг=5 мм/с. Диаметр
пузырьков газа определится по формуле Стокса (92)
d =
(ри — Рг) g
уг- 18;tH
0,005-18-10-10—3
------------------= 0,0001 м.
(800 — 21,8) 9,81
§ 5. НАГРУЗКА ОТДЕЛЬНЫХ СЕПАРАТОРОВ ПО ГАЗУ И ЖИДКОСТИ
В СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ
В промысловых условиях очень часто наблюдается неравно-
мерная нагрузка отдельных сепараторов, смонтированных на се-
парационных установках, при пропуске через эти установки боль-
шого количества нефти и газа.
Этому можно найти простое объяснение, если рассматривать
сепарационную установку в целом с точки зрения гидравлических
потерь напоров, возникающих в этой системе.
На рис. 37, а приведена примерная схема сепарационной уста-
новки с параллельно работающими сепараторами, часто приме-
няемая в промысловых условиях. Работает эта схема следующим
образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1,
пройдя через задвижки 2, попадает в параллельно работающие
.«2
сепараторы иь п2, «з .... которые считаются равномерно нагружен-
ными как по газу, так и по жидкости. На самом деле этого не-
происходит, поскольку массовый расход газожидкостной смеси от
сепаратора к сепаратору изменяется, а следовательно, изменяются
(уменьшаются) и гидравлические сопротивления в подводящих
трубопроводах, имеющих, как правило, один и тот же диаметр.
Регулировать одинаковое поступление смеси в каждый сепаратор1
с помощью задвижек 2 и манометров, установленных на сепарато-
с
1 2 J
п5
Рис. 37. Схема загрузки параллельно работающих сепарато-
ров по газу и жидкости.
а — неравномерная загрузка: / — сборный коллектор; 2 — штуцеры;
3 — сепараторы; 4 и 5 — сборные коллекторы нефти н газа соответ-
ственно; б — равномерная загрузка: 1 — сбсрчыи коллектор; 2— раз-
даточная емкость; 3 — вилка; 4 и 5 — равновеликие патрубки соответ-
ственно для жидкости и газа; 6 — сепараторы; 7 — равновеликая по
гидравлическим сопротивлениям система газопроводов
рах, задача трудная и практически невыполнимая. По коллекто-
рам 4 и 5 сбрасываются из сепараторов соответственно жидкость
и газ. В точках подключения к этим коллекторам возникают раз-
ные давления вследствие разных гидравлических сопротивлений на
участках между сепараторами. Например, в коллекторе 4 в точке
подключения сепаратора П] давление будет меньше, чем в точке
подключения сепаратора п5 на величину гидравлических потерь,
возникающих между этими сепараторами при течении жидкости
из сепараторов п5, nt, п3, п2.
На рис. 37, б также приведена примерная схема с параллельно1
работающими сепараторами, лишенная недостатков описанной
схемы. Установка работает следующим образом. Нефтегазоводя-
ная смесь по сборному коллектору 1 подводится к вилке 3, где-
она разделяется на два потока, которые с противоположных кон-
цов вводятся в раздаточную емкость 2, одновременно являющуюся
гасителем пульсаций. Из раздаточной емкости 2, установленной
выше сепараторов 6, жидкость самотеком поступает по равнове-
ликим (по диаметру и длине) отводам 4 в эти сепараторы. Газ из
емкости 2 также по равновеликим отводам 5 поступает в сепара-
торы, где дополнительно очищается от капельной жидкости и вы-
ходит из сепараторов по равновеликой по гидравлическим сопро-
тивлениям системе газопроводов и нефтепроводов 7. Однако си-
83
стему отводящих газопроводов и нефтепроводов 7 можно
существенно упростить, если обвязку сепараторов, проводить по
4 штуки в группе. На четыре сепаратора устанавливается всего
лишь два исполнительных механизма по сбросу жидкости и газа.
Глава V
ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИИ, ИХ СВОЙСТВА
И КЛАССИФИКАЦИЯ
§ 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ и ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Под нефтяными эмульсиями будем понимать механическую
смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и
находящихся в мелкодисперсном состоянии.
Как известно, количественное соотношение нефти и воды в
процессе эксплуатации месторождений может изменяться в ши-
роких пределах, в результате могут изменяться и свойства нефтя-
ных эмульсий.
В пласте и на забоях скважин нефтяные эмульсии, как пра-
вило, отсутствуют. Эмульсии образуются в стволе скважины,
причем интенсивность их образования в глубиннонасосных, ком-
прессорных и фонтанных скважинах не одинакова.
На образование эмульсий при добыче нефти глубинными на-
сосами влияют: число ходов в минуту и длина хода плунжера;
размеры приемных и выкидных клапанов; наличие газа в насосе.
В фонтанных и компрессорных скважинах, дающих вместе с
нефтью воду, жидкость сильно перемешивается вследствие сниже-
ния давления и интенсивного выделения газа из нефти. Однако
оссбенно стойкие эмульсии получаются при компрессорном спо-
собе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется
воздух. Высокая стойкость эмульсий в этом случае объясняется
тем, что нафтеновые кислоты, содержащиеся в нефти, окисляются
кислородом воздуха и затем становятся эффективными эмульга-
торами.
При эксплуатации скважин погружными центробежными элек-
тронасосами, когда на каждой ступени происходит интенсивное
перемешивание воды и нефти, также могут образоваться трудно
разрушающиеся эмульсии.
Таким образом, нефтяная эмульсия может образовываться
только под влиянием затраченной механической энергии.
Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорциона-
лен количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии,
тем меньше диаметр капель, а следовательно, больше их суммар-
ная удельная поверхность (рис. 38, б).
В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы — внутрен-
нюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчай-
шие капли другой жидкости, называют дисперсионной
84
средой (внешней, сплошной фазой) (рис. 32, а,
лоз. 2), а жидкость, размещенную в виде мелких капелек в
дисперсионной среде,—дисперсной (внутренней, разоб-
щенной) фазой (см. рис. 38, а, поз. /).
По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды разли-
чают эмульсии прямого типа, когда нефть размещается в виде
мелких капелек в воде, и обратного типа, когда вода размещается
в виде мелких капелек в неф-
ти. Эмульсии прямого типа на-
зываются «нефть в воде»
(Н/В), а эмульсии обратного
типа — «вода в нефти» (В/Н).
В эмульсиях типа Н/В
внешней фазой является вода,
и поэтому они смешиваются
с водой в любых отношениях
и обладают высокой электро-
Рис. 38. Дисперсные системы (эмульсии).
а — модель дисперсной системы: 1 —дисперс-
ная фаза (внутренняя, разобщенная) — ка-
пельки воды; 2 — дисперсионная среда (внеш-
няя, сплошная) — нефть; б— зависимость
удельной поверхности дисперсной системы от
размера капелек жидкости; /, 11, 111— соот-
ветственно системы: коллоидные (частицы
дисперсной фазы не видны простым глазом);
м икрогетерогенные (видны невооруженным
глазом) и грубодисперсные (нефтяные эмуль-
сии)
проводностью, а эмульсии ти-
па В/Н смешиваются только
с углеводородной жидкостью
и имеют низкую электропро-
водность.
В промысловых условиях о
количестве содержащейся в
эмульсии воды судят обычно
по ее цвету: эмульсии, содер-
жащие до 10% воды, по цвету
практически
содержащие
до желтого,
не отличаются от чистой безводной нефти; эмульсии,
от 15 до 20% воды, изменяют, цвет от коричневого
а эмульсии, содержащие свыше 25% воды, имеют
желтый цвет.
§ 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Нефтяные эмульсии характеризуются следующими физико-хи-
мическими свойствами: дисперсностью, вязкостью,
плотностью, электрическими свойствами и свой-
ствами эмульгаторов.
Дисперсность эмульсий. Под дисперсностью эмульсий принято
понимать степень раздробленности дисперсной фа-
з ы I (см. рис. 38) в дисперсионной среде 2. Дисперсность явля-
ется основной характеристикой эмульсий, определяющей их свой-
ства.
Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются
от 0,1 до 100 мкм (10~5—10~2 см). Дисперсные системы, состоя-
щие из капелек одного и того же диаметра, называются моно-
дисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек
различного диаметра,— полидисперсными. Нефтяные
85
эмульсии относятся к полидисперсным системам, т. е. к системам,
содержащим частицы различных размеров.
Удельная поверхность всякой дисперсной системы Зуд
равна суммарной поверхности этой системы S, деленной на сум-
марный объем дисперсной фазы V. Удельную поверхность эмуль-
сий (1/см), содержащих в дисперсной фазе сферические частицы
диаметром d, определяют по следующей формуле:
_ nd2 ____ 6
d ’
6
т. е. удельная поверхность обратно пропорциональна размеру ча-
стиц, и чем меньше эти частицы, тем больше удельная поверхность
(см. рис. 38, б).
Вязкость эмульсий. Вязкость нефтяных эмульсий рэ не облада-
ет аддитивным свойством, т. е. вязкость эмульсий не равна сумме
вязкостей нефти и воды
Рэ¥=Рн + Рв1 (102)
где цн и ц,в — динамические вязкости нефти и воды. Вязкость
эмульсии зависит от вязкости самой нефти; температуры, при ко-
торой получается эмульсия; количества воды, содержащейся в
нефти; степени дисперсности или диаметра капель дисперсной
фазы в дисперсионной среде (для эмульсий типа В/Н).
У нефтяных эмульсий, как и у парафинистых нефтей, не подчи-
няющихся закону Ньютона о вязком трении, вязкость рэ изменя-
ется в зависимости от градиента скорости (см. рис. 24, а,
поз. 2, 3). В этом случае вязкость цэ называют кажущейся
вязкостью. На рис. 39 приведены примерные кривые зависи-
мости кажущейся вязкости нефтяных эмульсий от содержания
воды в нефти и исходной температуры образования эмульсий. Из
рисунка видно, что кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий за-
висит от содержания воды в нефти. Увеличение содержания воды
в нефтяной эмульсии до определенного предела (до точки инвер-
сии) приводит к повышению кажущейся вязкости эмульсии,- а сле-
довательно, и к соответствующему увеличению энергетических
затрат на перекачку такой эмульсии. Это обстоятельство всегда
нужно учитывать при проектировании систем сбора нефти, газа и
воды, а также ДНС.
На рис. 39 левая часть кривых соответствует эмульсиям типа
В/Н, внешней фазой которых является нефть, а правая часть этих
кривых соответствует эмульсиям типа Н/В, внешней фазой кото-
рых является вода.
.Вязкость нефтяной эмульсии можно определить только в лабо-
раторных условиях с использованием различных вискозиметров.
Аномальную вязкость нефтяных эмульсий В/Н можно объяс-
нить двумя причинами: деформацией (удлинением) капелек воды
и их бронирующих оболочек при движении по трубопроводу и
86
тем, что внешней фазой в этих эмульсиях является нефть, вязкость
которой с понижением температуры может значительно увеличи-
ваться.
Плотность эмульсий. Плотность эмульсии можно рассчитать,
зная плотность нефти и пластовой воды, образующих эмульсию,
и их процентное содержание, по
следующей формуле:
1
Ра = ------------------- ,
0,01<у 1 —0,01
Рв Рн
ИЛИ
рэ = р?Ув + рнУн., (юз)
VCM
где рэ, рв, рн — соответственно плот-
ность эмульсии, воды и нефти; q—
содержание воды и растворенных со-
лей в эмульсии, вес. %; VB и Ун —
объем соответственно нефти и во-
ды; Уем — объем смеси.
Величина q определяется из сле-
О 20 W 60 ВО 100
Содержание Воды В нефти, %
I------1/ I-------\z
дующего соотношения:
Рис. 39. Зависимость кажущейся
п — до (104) вязкости эмульсии от процентного
4 1—0,01х’ ' содержания воды в нефти и ис-
ходной температуры смешения,
где q0 — содержание ЧИСТОЙ ВОДЫ В Эмульсия: Г-типа В/Н; 2 — типа
эмульсии; х — содержание раство- Н/Б
ренных солей в воде, %.
Электрические свойства эмульсии. Нефть и вода, взятые в
чистом виде, хорошие диэлектрики. Проводимость первой колеб-
лется от 10“7 до 10~8 (Ом-см)-’. Однако даже при незначитель-
ном содержании в воде растворенных солей или кислот электро-
проводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропро-
водность нефтяной эмульсии обусловливается не только количест-
вом содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и
количеством растворенных в этой воде солей и кислот. Экспери-
ментально установлено, что в нефтяных эмульсиях, помещенных в
электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его
силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропро-
водности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки воды
имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую прони-
цаемость, чем капельки.нефти.
Свойство капелек воды в эмульсиях располагаться вдоль си-
ловых линий электрического поля и послужило основной причиной
применения этого поля для разрушения нефтяных эмульсий, о
чем будет сказано в § 4 главы VI.
87
§ 3. УСТОЙЧИВОСТЬ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ИХ «СТАРЕНИЕ»
Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является
их устойчивость, т. е. способность в течение определенного вре-
мени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.
На устойчивость нефтяных эмульсий влияют: 1) дисперсность
системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов, образую-
щих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные обо-
лочки; 3) наличие на капельках дисперсной фазы дврйного элек-
трического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей.
Рис. 40. Схема эмульгированной капли воды.
а — изображение «брони» на поверхности капли воды: / — толщина «бро-
ни» (оболочки); 2 и 3 — эмульгирующие вещества (естественные ПАВ);
4 — капля воды; 5 — нефть; б — схема двойного электрического слоя на
поверхности капли воды: /—отрицательный заряд; 2 — положительный
заряд; 3 — нефть; 4 — капля воды
Остановимся вкратце на этих факторах.
1. По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодис-
персные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм; среднедиспер-
сные, содержащие водяные капли размером от 20 до 50 мкм;
грубсдпсперсные — с каплями воды размером от 50 до 100 мкм.
Чем больше дисперсность эмульсии, т. е. чем меньше капельки
внутренней фазы, тем устойчивее эмульсия при прочих равных
условиях.
2. На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают
стабилизирующие вещества (естественные ПАВ),
называемые эмульгаторами, образующими на поверх-
ности капель адсорбционные защитные оболочки («брони»), пре-
пятствующие слиянию этих капель. На рис. 40, а схематично
изображена такая «броня» на поверхности капли воды. В образо-
вании адсорбционных оболочек участвуют вещества с высокой
поверхностной активностью, такие, как асфальтены, смолы, пара-
фин, комплексы металлов (ванадий, никель, цинк, литий, железо,
титан) и тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из
глины, песка и горных пород, содержащиеся как в нефти, так и в
пластовой воде.
3. Устойчивость нефтяных эмульсий в большой степени зави-
сит также от заряда на поверхности капель воды, образующего
88
за счет их движения двойной электрический слой, защищающий
эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочкам. Капли,
имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно
отталкиваться. На рис. 40, б схематично изображен двойной элек-
трический слой на поверхности капли воды.
4. Устойчивость нефтяных эмульсий типа В/Н зависит от тем-
пературы смешивающихся жидкостей; чем ниже эта температура,
тем устойчивее эмульсия. При повышении температуры эмульсии
типа В/Н механическая прочность адсорбционных оболочек, осо-
бенно содержащих парафин и церезин, снижается до нуля, в
результате чего капли воды сливаются и эмульсия разруша-
ется.
Адсорбция диспергированных эмульгаторов на поверхности
раздела нефть — вода и утолщение межфазного «бронированного»
слоя на этой поверхности всегда протекают во времени, поэтому
эмульсия типа В/Н со временем становится более устойчивой,
т. е. происходит ее «старение». Процесс «старения» нефтяных
эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, за-
тем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекра-
щается. «Старение» нефтяных эмульсий имеет большое практиче-
ское значение, так как свежие эмульсии разрушаются значитель-
но легче и быстрее, чем эмульсии, подвергшиеся «старению».
Г л а в а VI
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ(УПН)
(ОБЕЗВОЖИВАНИЕ
И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ)
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Добываемая из скважин нефть, как правило, имеет в своем
составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном со-
стоянии), содержащую различные минеральные соли — хлористый
натрий NaCl, хлористый кальций СаС12, хлористый магний MgCl2
и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят
также различные газы органического (метан СН4, этан С2Не, про-
пан СзН8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S,
углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.
Содержащиеся в нефти воды и водные растворы минеральных
солей увеличивают расходы на ее транспорт, кроме того, вода
способствует образованию стойких нефтяных эмульсий и создает
затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усилен-
ного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добы-
ваемые из скважин вместе с пластовой водой, обезвоживают и
обессоливают непосредственно на нефтяных месторождениях и
на НПЗ.
89
Содержание воды, солей и механических примесей в нефти
важно знать также для определения количества чистой нефти при
передаче ее товаротранспортным организациям.
Нефть отделяется от воды и солей дважды: первый раз на
площади нефтяного месторождения, где на установках подготовки
нефти из нее извлекают основную массу воды и доводят содержа-
ние ее от 0,2 до 0,8 вес. %, и второй раз — на нефтеперерабаты-
вающих заводах, где из нефти удаляют воду, а содержание солей
доводят до 2—5 мг/л.
§ 2. ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ (ПАВ), ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Для предотвращения образования, а также для разрушения
уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются де-
эмульгаторы— поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладаю-
щие большей активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение
деэмульгаторов — вытеснить с поверхностного слоя капель воды
эмульгаторы — естественные поверхностно-активные вещества,
содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины)
и в пластовой воде.
Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные
эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный
адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столк-
новении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и
оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает
прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее разрушается
эмульсия.
Для более успешного разрушения и прекрашения «старения»
нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой
скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию.
При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно проис-
ходит инверсия эмульсии, т. е. эмульсия типа В/Н превращается
в эмульсию типа Н/В, в которой внешней фазой является вода с
небольшой вязкостью, равной 1 сП, существенно снижающая поте-
ри давления от трения (см. рис. 39).
Теоретически деэмульгатор может быть эффективным только
для какой-то одной эмульсии, имеющей вполне определенное соот-
ношение жидких фаз, определенную степень их дисперсности,
а также известное количество и состав эмульгатора, образующе-
го защитную оболочку на каплях воды. Под эффективностью де-
эмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, кото-
рая характеризуется их расходом, качеством подготовленной неф-
ти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и
механических примесей), а также минимальной температурой и
продолжительностью отстоя нефти. Эффективность деэмульгаторов
испытывается на идентичных образцах эмульсий, которые готовят
из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторож-
90
дения и подвергают седиментации (отстою) в течение одного и
того же времени.
Так, например, на рис. 41 демонстрируется эффективность
воздействия деэмульгаторов трех типов (№№1, 2, 3) на одну и
ту же эмульсию, приготовленную в
и концентрация деэмульгаторов, а
их с эмульсией уже в пробирках
были постоянными. Из рисунка
видно, что при отстое эмульсии
в течение одного и того же вре-
мени деэмульгатор № 3 оказался
наиболее эффективным.
Теперь необходимо установить
аналитическую зависимость эф-
фективности деэмульгаторов при
разрушении нефтяных эмульсий.
Эффективность деэмульгато-
ров при разрушении эмульсий
оценивается, как видно из рис. 41,
поз. 1, 3, степенью обезвожива-
ния нефти, определяемой по
мешалке. При этом количество
также время перемешивания
Рис. 41. Испытание деэмульгаторов
на эффективность разрушения эмуль-
сии.
Деэмульгатор: а — № 1; б — №2; в — № 3;
/ — нефтяная эмульсия; 2—мутная вода;
3 — ЧИстая нефть: 4 — чистая вода
формуле
N =^исх-^ОСт10о%> (105)
И7 исх
где N— степень обезвоживания, % масс.; П7Исх — содержание воды
в исходной эмульсии, % масс.; W'oct — остаточное содержание во-
ды в отстоявшейся нефти, % масс., определяемое аппаратом Ди-
на— Старка (см. с. 23).
§ 3. КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ
И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ ТРЕБОВАНИЯ
Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, де-
лятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных
растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных рас-
творах).
К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы;
НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализован-
ный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульса-
ции нефти не применяются.
К неионогенным деэмульгаторам относятся дипроксамин-157,
проксамин-385, дисолван-4411, сепарол и др.
Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед
ионогенными деэмульгаторами и, в частности, перед НЧК. Пре-
имущества эти следующие.
1. Незначительный удельный расход (для дипроксамина-157 и
дисолвана-4411—20-4-30 г на тонну эмульсии при температуре
эмульсии 60—70° С; обводненность нефти получается около 1%).
2. Они могут хорошо растворяться как в воде, так и в нефти,
91
не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой
воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.
3. Стоимость неионогенных ПАВ в 40—60 раз выше стоимости
НЧК, а расход их в сотни раз меньше, чем НЧК.
Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим , основным
требованиям: 1) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии
(в нефти или воде); 2) иметь достаточную поверхностную актив-
ность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть — вода» естест-
венные эмульгаторы, образующие «броню» на капельках воды;
3) обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения
на границе фаз «нефть — вода» при малых расходах реагента;
4) не коагулировать в пластовых водах; 5) быть инертным по
отношению к металлам (не корродировать их).
Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми,
транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении
температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и об-
ладать определенной универсальностью, т. е. разрушать эмульсии
различных нефтей и вод.
По химическим свойствам неионогенные деэмульгаторы удов-
летворяют большинству из этих требований.
§ 4. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЯ
ТИПА В/Н
Для обезвоживания и обессоливания нефти известно сравни-
тельно много методов. Все они предназначены для разрушения
защитной «брони» на капельках воды и снижения вязкости нефти,
в результате чего создаются благоприятные условия для разделе-
ния эмульсии на «чистую» нефть и «чистую» воду вследствие
большой разницы в их плотностях (см. рис. 41, поз. <3, 4).
В настоящее время применяются следующие основные методы
разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н: гравитационное холод-
ное разделение, внутритрубная деэмульсация, центрифугирование,
фильтрация, термохимическое воздействие, электрическое воздей-
ствие и различные сочетания перечисленных методов.
Рассмотрим кратко эти методы.
Гравитационное холодное разделение1. Гравитационное раз-
деление эмульсий, осуществляемое, как правило, в сырьевых
резервуарах, применяется в том случае, когда нефть и вода не
подвергаются сильному перемешиванию и когда содержание плас-
товой воды в нефти достигает примерно 60%.
Внутритрубная деэмульсация широкое распространение полу-
чила совсем недавно в связи с появлением высокоэффективных
деэмульгаторов (дипроксамина-157, дисолвана-4411 и др.). Прин-
цип внутритрубной деэмульсации очень прост (если рассматри-
вать ее на немолекулярном уровне) и состоит в следующем.
1 Холодное разделение — разрушение эмульсий без ее нагрева.
92
В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в на-
чало сборного коллектора (см. рис. 3, а, б, в, поз. 4) дозировоч-
ным насосом (в количестве 15—20 г на тонну нефтяной эмуль-
сии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с
этой эмульсией в процессе ее движения от забоя до УПН и раз-
Рис. 42. Схема центрифуги.
/—ротор; 2 — кожух; 3 — сальни-
ки; 4 — вал центрифуги
рушает ее.
Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от
многих факторов, главными из которых являются: эффективность
самого деэмульгатора (см. рис. 41, поз.
3, 4), интенсивность и длительность
перемешивания эмульсии с ПАВ, коли-
чества воды, содержащейся в эмуль-
сии, и температуры смешения транс-
портируемой эмульсии. Практикой ус-
тановлено, что чем выше уровень всех
этих факторов (то есть чем больше
эффективность ПАВ, длительность пе-
ремешивания, количество воды и тем-
пература эмульсии), тем интенсивнее
происходит внутритрубная деэмульса-
ция. Однако эффективность внутри-
трубной деэмульсации значительно
падает при увеличении содержания в
нефти асфальтенов и плотности этой
нефти.
При длительном и интенсивном пе-
ремешивании эмульсии (Re>5000) на
поверхность каждой капельки воды,
имеющую «броню» (см. рис. 40, а),
состоящую из естественных эмульгато-
ров, должно «попасть» очень незначи-
тельное количество более эффективно-
го ПАВ, которое и разрушает эту
«броню». Потерявшие «броню» мельчайшие капельки воды коале-
сцируют (соединяются) при перемешивании, в результате чего
образуются крупные капли (<1 мм), которые легко отделяются
от нефти за счет разности плотностей в каплеобразователях (см.
рис. 45) и отстойниках (см. рис. 53).
Центрифугирование (рис. 42). Значительную силу инерции,
возникающую в центрифуге, можно использовать для разделения
жидкостей, имеющих различные плотности. Осаждение мелких ка-
пель жидкости в другой жидкости подчиняется, как известно,
закону Стокса. Можно воспользоваться уравнением (92), заменив
в нем ускорение свободного падения g ускорением силы инер-
ции а:
v = (Рв — Рн) а
18р.
(106}
Ускорение силы инерции в центрифуге определяется из выра-
жения
91
a = — = = 4л2п2/?,
R R
(107)
где co — окружная скорость частички жидкости, которая опре-
деляется числом оборотов центрифуги 2л/?п; п—.число оборотов
центрифуги; — внешний радиус центрифуги.
Для частицы, находящейся на расстоянии г от оси вращения,
мгновенная скорость в радиальном направлении определится
как
dr ____ 4n2d2 (рв — рн) п2г
с/т 18ц
где рв — плотность воды; рн — плотность нефти.
Представим уравнение (108) в следующем виде:
R
Ьт =---------ЁЕ------\ — •
J 2n2d2 (рв — рн) n2 J dr
Го
(Ю8)
(Ю9)
После интегрирования левой и правой частей равенства полу-
чим время т осаждения капель воды в центрифуге:
т =------------------In — •
2л2с/2 (рв — рн) п2 г
(НО)
В течение этого времени капли воды диаметром d будут пол-
ностью отделены.
Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах — исключи-
тельно эффективный метод, который еще не нашел практического
применения и находится в стадии эксперимента.
Фильтрация. Нестойкие эмульсии иногда успешно расслаива-
ются при пропускании их через фильтрующий слой, который мо-
жет быть представлен гравием, битым стеклом, древесными и
металлическими стружками, стекловатой и другими материалами.
Деэмульсация нефтей при помощи фильтров основана на явле-
нии селективного смачивания.
Фильтры конструктивно выполняются обычно в виде колонн,
причем размеры их зависят от объема прокачиваемой эмульсии,
вязкости ее и скорости движения. Нефтяная эмульсия вводится
в колонну снизу и проходит через фильтр, где вода удерживается,
а нефть свободно пропускается и отводится через верх, выделив-
шаяся же вода сбрасывается через низ колонны.
Деэмульсация нефтей фильтрацией как самостоятельный про-
цесс почти не применяется, однако в сочетании с термохимичес-
кими ме^дами она уже сейчас широко распространена.
Термохимические установки (ТХУ) — сепараторы-деэмульса-
торы. Практикой установлено, что существующие методы деэмуль-
сации нефти без применения тепла и поверхностно-активных
веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время около 80%
всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохи-
мических установках, имеющих следующие преимущества: пре-
94
дельная простота установки (теплообменник, отстойник и насос);
сравнительно низкая чувствительность режима работы установки
к значительному изменению содержания воды в нефти; возмож-
ность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики
эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.
Существуют термохимические установки по деэмульсации
нефти, работающие под избыточным давлением, и установки, ра-
ботающие при атмосферном давлении.
Рис. 43. Принципиальная схема термохимической деэмульсационной
установки, работающей при атмосферном давлении.
/ — сборный коллектор; 2 — сырьевые резервуары; <3 — насос; 4 — теплообменни-
ки; 5 — печь; б — регулируемый штуцер; 7 — концевой сепаратор; 8 — товарные
резервуары; 9 — насос для товарной нефти; 10 — ловушка нефти; //-пруды-
отстойники; /2— насос для возврата ловушечной нефти; 13— насос для подачи
воды на КНС; 14 — дозировочный насос для подачи деэмульгатора
Основным показателем качества товарной нефти, прошедшей
обработку на термохимических установках, является остаточное
содержание в ней воды и солей. Последний показатель имеет
исключительно важное значение, так как он определяет в конеч-
ном итоге все затраты на дополнительную подготовку нефти на
НПЗ. Поэтому на термохимических и электрообессоливающих
промысловых установках содержание солей в нефти стремятся до-
водить до 40 мг/л и ниже.
Содержание солей в нефти на НПЗ доводится до 2—5 мг/л, что-
требует строительства специальных дорогостоящих электрообес-
соливающих установок. Если содержание солей в нефти будет вы-
ше указанной нормы, то это влияет на сокращение межремонтно-
го периода всего оборудования.
Самыми распространенными у нас в недалеком прошлом были
термохимические установки, предназначенные для самотечной
безнапорной системы сбора нефти (см. рис. 1, поз. УПН). Схема
такой установки приведена на рис. 43.
Нефтяная эмульсия, освобожденная на площади месторожде-
ния от газа, по сборному коллектору 1 поступает в сырьевые ре-
зервуары 2 на центральном пункте, откуда центробежным насосом
3 подается для нагрева в группу теплообменников 4, а затем через
штуцер 6 попадает в концевой сепаратор 7. Из концевого сепара-
95
тора 7 нефть самотеком направляется в негерметизированные ре-
зервуары 8, в которых находится от нескольких часов до двух-трех
суток в зависимости от стойкости эмульсии. Отстоявшуюся нефть
в резервуарах 8 откачивают насосами 9 в магистральный нефте-
провод. Перед поступлением эмульсии на прием центробежного
насоса 3 в нее вводится дозировочным насосом 14 деэмульгатор,
а также часть подогретой пластовой воды из резервуара отстой-
ника 8, содержащая отработанный деэмульгатор. Использование
для разрушения нефтяной эмульсии подогретой воды, содержащей
деэмульгатор, позволяет значительно экономить топливо на нагрев
эмульсии в теплообменниках 4 и расход деэмульгатора, подавае-
мого на прием центробежного насоса. Большая часть воды из ре-
зервуара-отстойника 8 поступает в ловушку нефти 10, затем в пру-
ды-отстойники 11 и насосом 13 подается на КНС.
Эмульсию можно нагревать как в специальных трубчатых пе-
чах 5, так и при помощи пара или горячей воды, подаваемых из
котельной в межтрубное пространство теплообменников 4.
Установки описанного типа продолжают работать на большин-
стве старых нефтяных месторождений.
Деэмульсация (обезвоживание и обессоливание) нефти на
этих установках имеет ряд крупных недостатков:
1) строительство таких установок, особенно строительство
резервуаров ловушек нефти и прудов-отстойников, требует значи-
тельного времени (1—2 года);
2) нагревание и остывание нефти в негерметизированных ре-
зервуарах сопровождается большими потерями легких фракций;
3) возможны загазованность резервуарного парка и нарушение
правил пожарной безопасности;
4) процесс деэмульсации нефти осуществляется, как правило,
при сравнительно низких температурах (40—50°С), в результате
чего для расслоения эмульсии требуется значительное время от-
стоя или, что то же самое, большое число отстойных резервуа-
ров 8 (см. рис. 43).
Имеются другие разновидности термохимических установок
подобного типа, на которых мы здесь не останавливаемся, так как
все они имеют те или иные недостатки и сейчас уже не строятся.
В настоящее время в сочетании с внутритрубной деэмульсаци-
ей широко распространены блочные термохимические установки,
в которых одновременно происходят сепарация нефти от газа,
обезвоживание и обессоливание.
Блочные термохимические установки, выпускаемые заводами,
поставляются с оборудованием для полной автоматизации техно-
логического процесса и монтируются на месте в течение 15—
20 дней.
Выпускаются блочные установки следующих типов: УДО-2М,
УДО-3, СП-1000, СП-2000, «Тайфун», ДГ-2500, ДГ-6300, БН-М
и др.
Одна из возможных схем УПН (см. рис. 3, а, б, в, поз. 6) с
блочным оборудованием приведена на рис. 44.
-96
Работает эта установка следующим образом. Нефть, газ и
вода с промысла по сборному коллектору 1 вначале поступают
в смеситель 2, из которого направляются в коллектор-гаситель
пульсаций 3. Из коллектора-гасителя 3 нефть и пластовая вода
поступают в блочную автоматизированную сепарационную уста-
новку (см. рис. 32) с предварительным сбросом воды (БАС) 4, а
Рис. 44. Принципиальная схема УПН (обезвоживание, обессоливание,
сепарация) с блочным оборудованием, применяемая при герметизирован-
ной системе сбора нефти.
/ — сборный коллектор: 2, 2а и 26 — смесители; 3 — коллектор-гаситель пульсаций;
4 — блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбро-
сом воды (БАС): 5 — дозировочный насос: 6 — теплообменники; " — каплеобразова-
тель; 8 — отстойники; 9 — сепаратор-деэмульсатор; 10 — раздаточный коллектор;
// — регулируемый штуцер; /2 — регулятор давления «до себя»; 13 — линия горячей
нефти; // — концевые сепараторы; /5 — эжектор; 16 — герметизированные поперемен-
но работающие товарные резервуары; 17 — подпорный насос; 18— автоматизирован-
ная установка «Рубин-2» для измерения количества и качества товарной нефти;
79, 2(7 — автоматически закрывающиеся и открывающиеся краны; 27— товарные ре-
зервуары; 22 — насосы головных сооружений; 23 — насос для откачки воды на КНС;
24 — насос для откачки нефти; 25 — нефтяная линия; 26 — водопровод; 27— водопро-
вод для горячей воды с ПАВ
газ отводится из этих аппаратов через регулируемый штуцер 11
и регулятор давления «до себя» 12 в эжектор 15. Из БАС 4 зна-
чительно обезвоженная нефть под собственным давлением посту-
пает через смеситель 2а в теплообменники 6, в которых она на-
гревается за счет горячей нефти, идущей по линии 13 из сепарато-
ров-деэмульсаторов 9.
Предварительно нагретая в теплообменниках 6 нефть, содер-
жащая небольшой процент воды (3—5%), сначала поступает в
каплеобразователь 7 (см. с. 99) для укрупнения капель воды
(коалесценции), затем смесь воды с нефтью направляется в от-
стойник 8 для окончательного отстоя. Однако часто бывает
(особенно с тяжелой нефтью), что окончательного отделения неф-
ти от воды в отстойниках 8 не происходит. Поэтому такую нефть
из отстойников 8 направляют в сепараторы-деэмульсаторы 9, где
она дополнительно нагревается (от 40 до 80° С) в зависимости
от стойкости эмульсии.
4 Зак. 33J 97
После сепараторов-деэмульсаторов 9 горячая нефть последова-
тельно проходит: линии 13, теплообменники 6, регулируемые-
штуцеры 11 и поступает в концевые сепараторы 14, откуда само-
теком направляется в два попеременно работающих герметизиро-
ванных резервуара 16. Из резервуаров 16 нефть забирается под-
порным насосом 17 и подается на автоматизированную установку
18 «Рубин-2» для измерения количества и качества товарной неф-
ти. Если нефть окажется некондиционной (воды >0,1%, солей
>40 мг/л), то автоматически закрывается кран 20 и открывается
кран 19, и эта нефть снова поступает через распределительный-
коллектор 10 и смесители 26 в сепараторы-деэмульсаторы 9 и
доводится в них до нужной кондиции. Кондиционная нефть при-
закрытом кране 19 и открытом кране 20 поступает в парк товар-
ных резервуаров 21, из которых забирается насосами 22, установ-
ленными на головных сооружениях, и подается по магистрально-
му нефтепроводу на НПЗ. Газ, выделившийся из нефти в сепара-
торах-деэмульсаторах 9, поступает в газопровод перед регулято-
ром давления «до себя» 12 и направляется в эжектор 15.
В концевых сепараторах 14 поддерживается практически ат-
мосферное давление, а выделившийся в них из нефти газ отсасы-
вается эжектором 15 и подается ими на прием компрессоров или'
на ГПЗ.
С целью интенсификации разрушения нефтяной эмульсии, по-
ступающей с промысла по сборному коллектору 1, в смеситель 2'
по водопроводу 27 подается горячая вода, содержащая ПАВ, из
отстойников 8 и сепараторов-деэмульгаторов 9.
После сброса по водопроводу 26 основного количества воды,
отделившейся от нефти в БАС, в подаваемую в теплообменники 6
нефть вводится дополнительное количество свежего ПАВ (10—
25 г/т) с помощью насоса-дозатора 5. Подача горячей воды из
отстойников 8 и сепараторов-деэмульсаторов 9 по водопроводу 27
в смеситель 2, а также подача ПАВ дозировочным насосом 5 в
смеситель 2а предназначаются для интенсификации разрушения
нефтяной эмульсии и отделения нефти от воды как в каплеобра-
зователе 7, так и в отстойниках 8. После отстойников 8 в практи-
чески обезвоженную нефть через смеситель 26 вводится пресная
вода в количестве 5—10% от обрабатываемой нефти для обессо-
ливания последней. Пресная вода должна вводиться таким обра-
зом, чтобы в смесителе 26 происходило интенсивное перемешива-
ние ее с нефтью и «вымывание» солей из последней.
Нефть, выделившаяся из пластовой воды на установке подго-
товки воды УПВ, забирается насосом 24 и подается по линии 25
в смеситель 2. Работа УПВ описывается на с. 137 и приведена-
на рис. 66, 67.
Описанная установка подготовки нефти (обезвоживание, обес-
соливание и сепарация) не является стандартной, она может
несколько изменяться в зависимости, например, от климатических:
условий района или от физико-химических свойств нефти и
воды.
98
дать возможность мелким
в/оЗ нефтяной
Рис. 45. Общий вид каплеобра-
зователя
Так, например, для эмульсий с тяжелой нефтью после сепара-
торов-деэмульсаторов 9 должны устанавливаться электродегидра-
торы (см. с. 104), и пресная вода для обессоливания нефти дол-
жна вводиться также через смеситель, устанавливаемый между
этими аппаратами.
На рис. 45 приведен общий вид каплеобразователя, сущность
работы которого заключается в том, чтобы сильно перемешанную
нефтяную эмульсию с ПАВ, транспортируемую по сборным кол-
лекторам, постепенно «успокоить» и
каплям воды, потерявшим «брони»,
соединяться в крупные капли и вы-
пасть в дренаж (отделиться от неф-
ти). Чтобы выполнить такую зада-
чу, каплеобразователь делают из
отрезков труб с несколькими увели-
чивающимися к выходу диаметрами
(2—4 диаметра), в которых посте-
пенно снижается скорость смеси
(нефть + вода) и затем разделяется
(75—80%) на «чистую» воду и
«чистую» нефть. Скорости смеси в сборных коллекторах могут ко-
лебаться от 0,8 до 3 м/с, а скорость смеси в самом большом от-
резке трубы каплеобразователя не должна превышать 0,1 м/с.
Общая длина каплеобразователя зависит как от «стойкости»
эмульсий, так и от плотности воды и нефти и может достигать
в некоторых случаях 300 м [10].
Следует также иметь в виду, что каплеобразователь можно
устанавливать как в начале УПН, так и между теплообменника-
ми 6 и отстойниками 8.
На рис. 46 приведен общий вид сепаратора-деэмульсатора
УДО-3.
Установка УДО-3 работает следующим образом. Предвари-
тельно подогретая в теплообменниках 6 (пройдя каплеобразова-
тель 7 и отстойники 8) (см. рис. 44) эмульсия поступает в смеси-
тель 26, а из него в УДО-3 (см. рис. 46, поз. 2) и, огибая цилин-
дрическую перегородку 3, попадает через нижние прорези в
отсек 1, где она нагревается от 10 до 60° С за счет сжигания газа
в жаровых трубах 4.
Нагретая эмульсия, переливаясь через перегородку, поступает
а раздаточный коллектор И, из которого она равномерно по
всему сечению аппарата при помощи желобов барботируется
через слой воды и окончательно разрушается. Обезвоженная
нефть, поднимаясь через слой воды, попадает в сборник чистой
нефти 10, а оттуда по специальным вертикальным отводам 10а
на клапан 13 и выводится из аппарата.
Выделившийся в аппарате из нефти газ сначала поступает в
сепаратор 5, затем в барботер 7 второго отсека. Из второго отсека
газ собирается в сепараторе 5а, из которого через регулятор
давления «до себя» 8 направляется в газовую линию между ре-
4* 99
гулируемым штуцером 11 и регулятором давления «до себя» 12
(см. рис. 44).
Вода из аппарата выводится через клапан и специальные пат-
рубки, смонтированные в нижней образующей аппарата.
Рис. 46. Горизонтальный сепаратор-деэмульсатор УДО-3.
1—корпус аппарата; 2— патрубок для ввода подогретой эмульсии; 3 — цилиндрическая пе-
регородка с прорезями внизу; 4 — П-образные жаровые трубы; 5, 5а — сепараторы; 6 — пе-
регородка; 7 — барботер; 8— газовый регулятор давления <хдо себя»; 9 — уравнительная ли-
ния; 10 — сборник чистой нефти; 10а— вертикальные отводы чистой нефти; 11— раздаточ-
ный коллектор; 12 — сборный коллектор чистой нефти; /<3 — клапан для сброса чистой нефти
Установка УДО-3 характеризуется следующими техническими
данными.
Производительность по чистой нефти, т/сут .... 3000
Температура нагрева эмульсии, СС................ 10—60
Рабочее давление в аппарате, МПа ..................... 0,588
Расход топливного газа, м3/ч.................... 546
Внутренний объем аппарата, м3......................... 187,5
Диаметр аппарата, м............................. 3,4
Общая масса «сухой» установки, т ............... 56,5
Основные размеры установки в рабочем положе-
нии, м............................................ 24,3x7,65x11,5
На рис. 47 приведена (в плане) принципиальная схема блока
нагрева БН-5,4 нефтяной эмульсии, разработанного конструктор-
ским бюро объединения Саратовнефтегаз. Блок нагрева БН-М
предназначается для той же цели, что и установки УДО-2М,
УДО-3, СП-2000 и др., т. е. для интенсивного нагрева эмульсии, в
результате чего происходит обезвоживание и обессоливание нефти.
Кроме того, его можно использовать для подогрева высоковязких
парафинистых нефтей для их нормальной транспортировки по
трубопроводам.
Блок нагрева состоит из четырех (а не трех, как показано на
рисунке) последовательно соединенных (по два) между собой
огневых подогревателей 4, блока контрольно-измерительных при-
боров КИП, блока управления и сигнализации (БУС) и щитового
укрытия. Жаропрочный огневой подогреватель состоит из корпуса
100
4, жаровой трубы 2, винтовой спирали 3, пластинчатого компен-
сатора 5, камеры сгорания 6 и газовых горелок турбинного типа 7.
Блок нагрева работает следующим образом. Нефтяная эмуль-
сия после сепаратора забирается сырьевым насосом (не показан-
ным на рисунке) и подается в межтрубное пространство огнево-
го подогревателя (между корпусом 4 и жаровой трубой 2), где
эмульсия нагревается за счет сжигания газа в камере сгорания 6.
Чистая несрпъ
. в сепаратор
Вода на КНС
9
YYYYY.
1
2 3
7
_1
Рис. 47. Принципиальная схема (в плане) блока нагрева неф-
тяной эмульсии (БН-5,4).
1 — общая дымовая труба; 2— жаровая труба; <3 — винтовая спираль;
4 — корпус огневого подогревателя; 5 — пластинчатый компенсатор;
6 — камера сгорания; 7 — горелки турбинного типа; 8 — раздаточный
коллектор; 9— герметизированные отстойники
Для увеличения пути движения, времени контакта нефти через
стенку с горячими газами, а следовательно, и интенсификации на-
грева движение нефтяной эмульсии в межтрубном пространстве
направлено по винтовой линии с большой скоростью, благодаря
чему возрастает эффективность теплопередачи от горячих газов
к жидкости. Нагретая в первом огневом подогревателе эмульсия
подается во второй подогреватель, из которого поступает по раз-
даточному коллектору 8 в герметизированные отстойники 9, где
при низких скоростях потока (>0,008 м/с) эмульсия разделяется
на нефть и воду (см. также рис. 54, на котором показано техни-
чески грамотное распределение эмульсии по отстойникам). Дымо-
ходы всех жаровых труб 2 соединены в общую дымовую трубу 1
высотой около 20 м. Вся автоматика блока нагрева помещается
в щитовом укрытии.
При работе блока нагрева контролируются и регулируются
следующие параметры: давление топочного газа, температура
101
нагрева эмульсии, давление в подогревателях, наличие пламени
запальника в камере сгорания 6. Предельные значения температу-
ры и давления контролируются дистанционно. Автоматикой безо-
пасности предусмотрена отсечка топочного газа при прекращении
циркуляции эмульсии, при повышении температуры нагрева
эмульсии сверх заданной и при погасании пламени запальника.
Описанный блок нагрева имеет следующие преимущества
перед установками УДО; 1) коэффициент использования топочного
газа выше на 20%; 2) в случае неполадок или прогара жаровой
трубы весь корпус подогревателя 4 заменяется новым при оста-
новке блока нагрева на непродолжительное время; 3) производи-
тельность блока нагрева в среднем в два-три раза выше, чем
установок УДО, а металлоемкость его меньше приблизительно в
полтора раза.
Блок нагрева характеризуется следующими техническими дан-
ными.
Производительность по эмульсии при 30%-ной об-
водненности, м3/сут:
при нагреве до 55° С............................... 5000
» » » 65° С............................... 4000
» » » 80° С................................ 3000
Номинальная тепловая мощность, млн. ккал/ч . . 5,4
Рабочее давление, МПа............................. 0,588 (6 кгс/см2)
Расход топливного газа при номинальной тепло-
производительности, м3/ч......................... 830
Масса одного блока, кг........................... 8860
Имеется много подогревателей эмульсий других типов, кото-
рые отличаются некоторыми* конструктивными элементами и о
которых можно прочесть в работе (2].
При работе сепараторов-подогревателей часто приходится сме-
шивать жидкости двух видов с разными температурами нагрева
(например, пресную воду для обессоливания и «чистую» нефть,
содержащую соли). Средняя температура смеси жидкостей в дан-
ном случае определится по формуле
GA(^cp-^) = G2c2(^p-Q. (HD
где Ci и с2— теплоемкость жидкостей для воды (ci =
=4,19 кДж/(кг-°С) и для нефти (с2=1,9 кДж/(кг-°С) соответ-
ственно (при 15°С); Gi и G2— масса соответственно воды и нефти,
кг; и /2 — соответственно температура воды и нефти, °C.
Из формулы (111) можно определить среднюю температуру
смеси жидкостей:
_^ici^i (112)
Электродегидраторы. Нефтяные эмульсии типа В/Н можно
успешно разрушать также в электрическом поле. Механизм раз-
рушения эмульсий, помещенных в электрическое поле, объясняется
следующим образом.
102
Если безводную нефть налить между двумя плоскими парал-
лельными электродами, находящимися под высоким напряжением,
то возникает однородное электрическое поле, силовые линии ко-
торого параллельны друг другу (рис. 48, а). При замене безвод-
ной нефти эмульсией типа В/Н расположение силовых линий ме-
няется, и однородность электрического поля нарушается (см.
рис. 48, б, в). В результате индукции электрического поля диспер-
гированные капли воды поляризуются и вытягиваются вдоль си-
Рис. 48. Эмульгированная капля воды в электрическом поле.
Силовые линии: а — в чистой нефти; б, в — в нефти с полярными каплями воды
ловых линий с образованием в вершинах капель воды электри-
ческих зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под
действием основного и дополнительных электрических полей про-
исходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение
капель воды, обусловленное силами, определяемыми следующей
формулой:
F = Кё2г* (113)
Р
где К— коэффициент пропорциональности; е — напряженность
электрического поля; г—радиус капли; I — расстояние между
центрами капель.
Из приведенной формулы видно, что если расстояние между
каплями незначительное, а размеры капель сравнительно велики,
то сила притяжения становится настолько большой, что адсорби-
рованные на поверхности капель воды «бронированные» оболочки,
отделяющие их от нефти, сдавливаются и разрушаются, в резуль-
тате чего происходит коалесценция капель воды.
Эффективность разрушения эмульсий в поле переменного тока
значительно выше, чем в поле постоянного тока, что объясняется
следующими причинами. В поле переменного тока происходит
циклическое изменение направления движения тока и напряжен-
ности поля, в результате чего капли воды изменяют направление
своего движения синхронно основному полю и поэтому все время
находятся в состоянии колебания. Под действием сил электричес-
103
Рис. 49. Сечение горизонтального элект-
родегидратора с вводом эмульсии под
водяную подушку.
1, 2 —электроды; 3 — раздаточный коллектор
(маточник)
кого поля форма капель постоянно меняется, в связи с чем капли
воды испытывают непрерывную деформацию, что способствует
разрушению адсорбированных оболочек на каплях воды и слиянию
этих капель.
В настоящее время деэмульсационные установки с использова-
нием электрического поля строятся в расчете на переменный
ток промышленной частоты
(50 Гц).
Электродегидраторы приме,
няются, как правило, для глу-
бокого обессоливания средних
и тяжелых нефтей. Для этого
такие нефти в специальных
смесителях интенсивно пере-
мешиваются с пресной горячей
водой, и эта смесь вводится в
межэлектродное пространство
электродегидратора.
Электродегидраторы уста-
навливаются, как правило,
после блочных сепараторов-
деэмульсаторов (см. рис. 44,
поз. 9).
Опыт работы отечественных
и зарубежных электрообессо-
ливающих установок (ЭЛОУ)
показал, что наиболее эффек-
тивны и экономичны горизон-
тальные электрогидраты.
В настоящее время разра-
ботаны типовые горизонталь-
ные электродегидраторы двух конструкций: 1ЭГ-160-41 2ЭГ-160/3,
отличающихся лишь числом электродов. Первый электродегидра-
тор, представленный на рис. 49, имеет два электрода. Второй
электродегидратор имеет три электрода. Как и в первом, так и
во втором аппарате электроды подвешены горизонтально друг
над другом, имеют форму прямоугольных рам,- занимающих все
продольное сечение электродегидратора.
Эмульсия подается в электродегидратор через маточник 3,
обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизон-
тальному сечению аппарата. В горизонтальных электродегидрато-
рах нефтяная эмульсия проходит через три зоны обработки.
В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уро-
вень которой поддерживается автоматически на 20—30 см выше
маточника <3. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной
промывке, в результате которой она теряет основную массу плас-
товой воды. Затем эмульсия, поднимаясь в вертикальном направ-
лении с небольшой скоростью, последовательно подвергается об-
работке сначала в зоне слабой напряженности электрического
104
поля между уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом 2,
а затем в зоне сильной напряженности между электродами 2 и 1.
Равномерность поступления эмульсии по всему горизонталь-
ному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх
и ступенчатое повышение напряженности электрического поля
между электродами 2 и 1 от нуля до максимальной величины поз-
вол!«ют в данном электродегидраторе эффективно обрабатывать
нефтяную эмульсию любой обводненности. При этом нет опас-
ности замыкания электродов, и достигается высокая степень
обезвоживания и обессоливания нефти.
Электродегидраторы 2ЭГ-160/3 рассчитаны на разрушение
эмульсий и обессоливание нефти, содержащей парафин. Эмульсия
вводится в эти аппараты через распределительные головки, поме-
щенные между нижним и средним электродами.
Электродегидраторы имеют следующую техническую характе-
ристику.
Рабочее давление, МПа................................. 1 (10 кгс/см2)
Температура эмульсий СС..................................... ПО
'Диаметр аппарата, м........................................ 3,4
Длина аппарата, м.................................. 16,4
Объем аппарата, м3................................. 160
Пропускная способность, м3/ч....................... 160—225
Напряжение на электродах, В.......................... 11 500—16 50ft
§ 5. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ В ТЕОРИИ
ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ И РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННИКОВ
Расчет сепараторов-подогревателей (УДО-3, БН-М и др.), рас-
смотренных в предыдущем параграфе, весьма сложен, так как в
них одновременно происходит нагрев и разрушение эмульсии,
отстой воды, а также сепарация нефти от газа. Поэтому термоди-
намический расчет этих аппаратов в данном учебнике не рас-
сматривается, проводятся лишь расчеты теплообменников, кото-
рые широко применяются при разрушении нефтяных эмульсий на
термохимических установках.
На термохимических установках (ТХУ) или, что одно и то же,
на УПН при обезвоживании и обессоливании нефти чаще всего
применяются теплообменники двух типов — кожухотрубчатые:
(рис. 50, а) и «труба в трубе» (рис. 50, б).
Учащимся прежде всего необходимо уяснить, как передается
теплота от горячего теплоносителя к холодному теплоносителю в
теплообменных аппаратах. Необходимо помнить, что в теплооб-
менниках процесс передачи теплоты через стенку может осущест-
вляться тремя способами; теплопроводностью, конвекцией и луче-
испусканием (излучением).
Теплопроводностью называется процесс распростране-
ния теплоты путем колебательного движения частиц вещества при
их взаимном соприкосновении без относительного перемещения,
105-
т. е. этот процесс передачи теплоты может протекать только в
металлах.
Конвекция — распространение теплоты путем переноса
его жидкими или газообразными частицами, перемещающимися
относительно друг друга.
Рис. 50. Теплообменники.
/ — теплоноситель движется по трубам; // — теплоноситель движется в межтрубном про-
странстве; а — кожухотрубчатый теплообменник: 1 — корпус теплообменника; 2—трубки;
«3 — перегородка; б — теплообменник типа «труба в трубе»: / — наружные трубы; 2 — внут-
ренние трубы; 3 — «калач»
Процесс распространения теплоты путем электромагнитных
колебаний, вызываемых лучистой энергией, называется лучеис-
пусканием.
При проектировании термохимических установок и теплообмен-
ной аппаратуры для них чаще всего приходится иметь дело с
двумя первыми процессами передачи теплоты — теплопровод-
ностью и конвекцией.
Рассмотренные виды передачи теплоты редко встречаются в
чистом виде; обычно они сопутствуют друг другу (сложный тепло-
обмен). Так, при передаче теплоты через стенку перенос теплоты
от горячего теплоносителя к стенке и от стенки к холодному
теплоносителю осуществляется конвекцией, а через стенку — пу-
тем теплопроводности.
При проектировании новых теплообменных аппаратов можно
поставить три задачи: 1) определение поверхности нагрева F, не-
обходимой для передачи заданного количества теплоты Q от го-
рячего теплоносителя к холодному; 2) расчет количества теплоты
Q, передаваемого через известную поверхность нагрева F, и
3) нахождение конечных температур теплоносителей, если извест-
ны величины F и Q.
Уравнение теплопередачи. Для проектирования процесса пере-
дачи теплоты необходимо, как известно, наличие некоторой раз-
ности температур между горячим и холодным теплоносителями.
Эта разность температур является движущей силой процесса теп-
лопередачи и называется температурным напором, т. е.
At = T—t, (114)
106
где Т — температура горячего теплоносителя; t — температура хо-
лодного теплоносителя.
Необходимо помнить также, что чем больше температурный
напор А/, тем выше скорость передачи теплоты; причем количест-
во теплоты, передаваемой от горячего теплоносителя к холодному,
пропорционально поверхности теплообмена F, температурному на-
пору Д/ и времени т, т. е.
Q = KFMx, V15>
где К — коэффициент пропорциональности, называемый коэффи-
циентом теплопередачи и представляющий собой количество
теплоты, прошедшей через единицу поверхности в единицу време-
ни при температурном напоре, равном единице. Если Q выразить
в Дж, F — в м2, т — в с и Д/ — в °C, то коэффициент теплопереда-
чи будет иметь размерность
К = Г 1 = Г —Дж 1 = Г Вт I
L Fx&t J [ м2-с.°С J L м2-°С J*
Если Q выражено в ккал, ат — в ч, то размерность коэффици-
ента теплопередачи будет
[Л] = Г—-1
L м2-ч.°с J
Для перевода в Вт/(м2-°С) значения К, выраженные в
ккал/(м2-ч • ° С), надо умножить на коэффициент 1,16.
При непрерывном процессе под тепловой нагрузкой Q понима-
ют количество теплоты в Вт, передаваемой за единицу времени.
Тогда уравнение (115) можно записать так:
Q = KF&. (116)
В процессах теплообмена обычно изменяются температуры
теплоносителей, а следовательно, и температурный напор: горячая
жидкость охлаждается, а холодная нагревается.
Характер изменения температуры жидкости, движущейся вдоль
поверхности нагрева, зависит от схемы ее движения.
В теплообменных аппаратах применяются в основном три
схемы движения жидкостей: 1) прямоточная, когда горячая и хо-
лодная жидкости протекают параллельно; 2) противоточная,
когда горячая и холодная жидкости протекают в противополож-
ном друг другу направлении; 3) перекрестная, когда жидкости
протекают в перекрестном направлении. На рис. 51 приведены
схема теплообменников типа «труба в трубе» и распределение
температуры при прямотоке (а) и противотоке (б) по соответст-
вующим длинам. Рассматривая кривые изменения температур при
прямотоке (а), можно прийти к выводу, что нельзя нагревать вхо-
дящий холодный теплоноситель с начальной температурой tH выше
температуры выходящего горячего теплоносителя Тк, т. е. всегда
будет tK<TK, что обусловливается термическим сопротивлением
107
стенок теплообменника. При противотоке же конечная темпера-
тура холодного теплоносителя tK может быть выше конечной тем-
пературы горячего теплоносителя Тк, что показано на схеме, т. е.
тк.
Рис. 51. Характер изменения температуры рабочих'жидкостей при прямо-
токе (а) и противотоке (б)
При прямотоке и противотоке, которые преимущественно ис-
пользуются в теплообменных аппаратах, температурный напор
определяется по среднелогарифмической или среднеарифметичес-
кой разности температур:
Д/ср = (Тн ~ z«). для прямотока; (117)
Д^ср =-^2—для противотока. (ИЗ)
. tK
По приведенным формулам получаются совпадающие резуль-
таты. Поэтому для противотока и прямотока вместо формул (117)
и (118) можно написать одну.
^ср= (119)
2,303 1е—-
Д<м
где Д/б и Д/м— разность температур между потоками; Д/б —боль-
шая разность; Д/м— меньшая разность.
Если отношение Д/б/Д^м>2, то определяется среднелогариф-
мическая температура по формуле (119); если отношение
108
Л/б/А^м<2, то определяется среднеарифметическая температура по
«Ьормуле
А/со = —+ А<-- (120)
Уравнение теплопроводности. Если теплота переносится путем
теплопроводности через стенку, то ее количество пропорционально
поверхности F, разности температур между обеими поверхностями
стенки Д/Ст = ^ст 1—^ст 2, времени т и обратно пропорционально
толщине стенки б:
Q = (<ст,£ *СТг) * = , (121)
где tCj 1 и /ст 2 — температуры поверхностей стенки.
Коэффициент пропорциональности к называется коэффици-
ентом теплопроводности. Его размерность следующая:
[1] = -5L = |-ДУ'м 1 = 1-^—1.
F&tt L м2-сС-с I L м2-°С J
Если Q выражено в ккал, ат — в ч, то размерность теплопро-
водности
причем для перевода в Вт/м2-°С значения к, выраженного в
ккал/м-ч-°С, надо умножить это значение на коэффициент 1,16.
Коэффициент X зависит от свойств материала стенки и от ее
температуры, значения которых можно найти в работе [4].
Уравнение (121) называется уравнением теплопровод-
ности и отличается оно от уравнения теплопередачи (115) тем,
что вместо коэффициента Д в него входит выражение к/6.
Уравнение передачи теплоты конвекцией. При передаче тепло-
ты конвекцией (жидкость и газ) у поверхности стенки образуется
ламинарный пограничный слой, через который теплота передается
путем теплопроводности. За пределами этого слоя температура
мало изменяется по мере удаления от стенки, что объясняется
интенсивным перемешиванием теплоносителя при движении от-
дельных его частиц.
Уравнение передачи теплоты путем конвекции записывается
подобно уравнению (115):
Q = aFAtx (122)
с той лишь разницей, что в уравнение (115) входит разность
температур Д/ между обоими теплоносителями (Г—t), а в уравне-
ние (122) —разность температур между теплоносителем и стенкой
(Г tcT 1 ). Величина а, входящая в уравнение (122), называется
коэффициентом теплоотдачи; он имеет такую же раз-
мерность, как и коэффициент теплопередачи К, т. е. Вт/(м2-°С).
109
Выше было отмечено, что в теплообменных аппаратах имеет
место сложный теплообмен, который зависит как от температуры
теплоносителей, так и от материала, из которого сделан теплооб-
менник.
Попытаемся рассчитать этот сложный процесс теплообмена.
Характер изменения температур в плоской и цилиндрической
стенке показан соответственно на рис. 52, а, б. В слое горячего
Рис. 52. Характер изменения температуры в плоской (а)
и цилиндрической (б) стенке
теплоносителя температура изменяется от Т до /ст ь по толщине
стенки — от tci: 1 до £Ст 2, и в слое холодного теплоносителя от
^сг 2 ДО
Напишем уравнения передачи теплоты:
конвекция
(Т — *ст.)
теплопроводность
Qct = (^ст1 F
о
конвекция
~ (^ст2 0 Р
(123>
где oti и «2 — коэффициенты теплоотдачи от горячего теплоносите-
ля к стенке и от стенки к холодному теплоносителю соответ-
ственно.
Поверхность теплообмена при плоской стенке является пос-
тоянной величиной.
НО
При установившемся процессе количество теплоты, передавае-
мой от горячего теплоносителя к стенке Qi, через стенку QCT и от
стенки к холодному теплоносителю Q2 должно быть одинаковым:
Qi = Qct = Q2 = Q. <124)
Из уравнений (123) определим температурные напоры:
Af1==T —4Т1 =-^-
oCjF
Д^ст ~ ^ст, = Q /1OR\
Д^СТ2 - ^СТ2 t - ~
а-гг
Из уравнений (114) определим общий температурный напор:
Д( = Т —1=^-. (125а)
KF
Отношение Q/F=q, представляющее собой количество тепло-
ты, передаваемой через единицу поверхности в единицу времени,
называют удельной тепловой нагрузкой (Вт/м2).
Величины l/a1=r1 и 1/а2=г2, обратные коэффициенту тепло-
отдачи, называются тепловым сопротивлением при
переходе теплоты через пограничный слой теплоносителя. Раз-
мерность теплового сопротивления (м2-°С/Вт).
Общий температурный перепад, определяемый из уравнения
(125а), очевидно, равен сумме частных температурных перепадов,
определяемых уравнением (125), т. е.
= Д(х Д(ст -|- Д/2. (126)
Подставляя в уравнение (126) частные уравнения температур-
ных напоров из уравнения (125), получим
4-=— + 4-+— <127>
Л ах л а2
«ли
К =--------5-------. (127а)
Oj X aj
Уравнение (127а) служит для вычисления коэффициента теп-
лопередачи (при известных коэффициентах теплоотдачи ai и a2,
а также при известной толщине стенки б и теплопроводности ее
А) для однослойной стенки (см. рис. 52, а). Для многослойной
стенки уравнение (127а) записывается так:
111
(128>
Коэффициент теплопередачи через цилиндрическую стенку
определяется по формуле (см. рис. 52, б)
К ---------------5,
1 1 d, 1
j + пл j “i------j
aLat 2л а2а2
где Xi — коэффициент теплопередачи от горячей жидкости к
стенке трубы, Вт/м2-°С; а.1 — коэффициент теплоотдачи от горя-
чей жидкости к стенке, Вт/м2-°С; аз — коэффициент теплоотдачи
от стенки трубы к нагреваемой жидкости или во внешнюю среду,
Вт/м2-°С; di, с/г — соответственно внутренний и наружный диамет-
ры трубопровода, м; X — коэффициент теплопроводности, Вт/м-°С.
Практически во всех случаях ai>a2, поэтому для расчетов
величиной 1/czi пренебрегают и считают, что температура потока
равна температуре стенки, т. е. tn—tCT.
Для определения внешнего коэффициента теплоотдачи аг под-
земного трубопровода пользуются формулой
сс = 2^гр
2 4й0
dH In
где ho — глубина заложения трубопровода в грунт, м; Хгр— коэф-
фициент теплопроводности грунта, Вт/м-°С; da — наружный диа-
метр трубы, м.
Определение температуры стенки. При расчете теплообменных
аппаратов часто приходится определять температуру поверхности
стенки.
Для определения температуры внутренней поверхности стенки
Д/сг 1 воспользуемся первым уравнением из системы (125);
'т 4 __ Q ______
CT1 ~ aF ~ a,
(129)
(130)
откуда
/ст1 = Т-^=Т-^-. (131)
а1
Температура наружной поверхности стенки /Ст2 определится из
третьего уравнения той же системы, т. е.
^2-^ = -^= — . (132)
a2r а2
откуда ^ст2 = /4--^. (133) а.-,
Формулы (131) виде: и (133) можно представить также в следующем = — Д^; (134) /ст2 -4=t+ — Д', (135) а,
112
где Лг — общий температурный напир, определяемый из уравне-
ния (125а).
Уравнение теплового баланса. При определении количества
переданной теплоты Q через стенку используют равенство (124).
и составляют уравнение теплового баланса теплообменника:
Q = G1(i'1'-I;')=G2(i2-il'), (136)
где й, ii —начальные энтальпии (теплосодержания) жидкостей,
Дж/кг; i2, io —их конечные энтальпии, Дж/кг; Gi, G2 — массовые
расходы греющей (горячей) и нагреваемой (холодной) жидкостей,
кг/с (кг/ч); Q — количество переданной теплоты, Вт.
Если теплообмен происходит без фазовых или химических пре-
вращений, а удельные теплоемкости практически не зависят от
температуры1, то уравнение (136) преобразуется следующим об-
разом:
Q = GiCi(7\-7\)=G2C.2(/k-/h), (137)
где с,, с2 — удельные теплоемкости жидкостей, Дж/кг-°С, или
ккал/кг-° С; Тн, tH — соответственно начальные температуры теп-
лоносителей, °C; Тк, tK — конечные температуры теплоносителей
(см. рис. 51), °C; Q — количество теплоты, Вт.
Уравнение теплового баланса теплообменника (см. рис. 44,
поз. 6), через который протекают нефтяная эмульсия и безвод-
ная горячая нефть, имеет вид:
G1C1 (/, — /3) = G,c2 (tx — tj + G3c3 (tx — / J, (138)
где Gi и G2 — количество поступающей в теплообменник соответ-
ственно безводной горячей и холодной обводненной нефти, кг/ч;
G3 — количество поступающей в теплообменник пластовой воды с
холодной нефтью, кг/ч; ci и с2 — удельная теплоемкость соответ-
ственно горячей и холодной нефти, кДж/(кг-°С); с3— удельная
теплоемкость пластовой воды, кДж/(кг-°С); t\ — температура
эмульсии при входе в теплообменник, °C; t2 — температура безвод-
ной горячей нефти при входе в теплообменник, °C; t3— темпера-
тура, до которой охлаждается безводная горячая нефть при вы-
ходе из теплообменника, °C; tx — температура эмульсии, до кото-
рой она нагревается в теплообменнике (обычно неизвестная), °C.
Физические свойства жидкостей и металлов можно найти в ра-
боте [4].
Определение эквивалентного диаметра. Эквивалентный диаметр
равен учетверенной площади сечения потока, деленной на смо-
ченный периметр.
При расчетах теплообменников приходится пользоваться экви-
валентным диаметром, который определяется по формулам:
1 Для природного газа удельные теплоемкости в большой степени зависят
от его температуры, давления и плотности. Данные о теплоемкостях газов можно
найти в работе [4].
113’
(139)
движении
(140)
а) для кожухотрубчатых теплообменников (см. рис. 50, а)
лО2 nd2 \
4 4 J _D2 — nd2
П jiD + nnd D -{-nd
б) для теплообменников типа «труба в трубе» при
-теплоносителя в межтрубном пространстве
4 (D2 — d2) —
= =;_> -rf.
П л (D + d) D + d
В формулах (139) и (140) обозначены: F— площадь сечения
потока, м2; П — смоченный периметр, м; D — внутренний диаметр
аппарата или внутренний диаметр наружной трубы; d — наруж-
ный диаметр трубок, м; п — число трубок.
Пример 7. В холодильнике (теплообменнике) требуется охладить нефть
от температуры 7’н=90°С до температуры 7’K = 40°C. Gi = 10 000 кг/ч нефти с
теплоемкостью сн = 2200 Дж/(кг-°C) (~0,5 ккал/(кг-°C).
Начальная температура охлаждающей воды /Н = 25°С, теплоемкость воды
€в = 4190 Дж/(кг-°С) (1 ккал/кг-°С). Коэффициент теплопередачи К=
= 290 Вт/(м2-°С) или 290/1,16=250 ккал/(м2-ч-°С).
Определить необходимую поверхность теплообмена и расход воды при пря-
мотоке и противотоке (см. рис. 51).
Решение. Тепловую нагрузку (в Вт) можно определить из левой части
уравнения (137)
G, 10 000
Q = QroD =----с„ (7’н — Тк) = ------- 2200 (90 — 40) = 305 000.
ор 3600 к> 3600
При прямотоке конечная температура воды tK не может быть выше конеч-
ной температуры нефти 7’к = 40°С (см. рис. 51). Принимая /К = 35°С, находим из
правой части уравнения (137) расход охлаждающей воды:
Q 305 000
G =--------------=------ ----------= 7,33 кг/с = 26 400 кг/ч.
св 0к — <н) 4190 (35 — 25)
Средний температурный напор
90° -> 40°
при прямотоке равен
65 — 5
Д^Р=--------------7Г = 23,4°С.
00
2,303 1g —
5
25° 35°
= 65°А/2 = 5°
Необходимая поверхность нагрева
ния (116):
при прямотоке получается из
уравне-
305 000 .
= 45 м2.
F = —-— =----- -
КМср 290-23,4
Если конечную температуру воды при противотоке принять, как и в случае
прямотока, равной 35° С, то расход воды не изменяется, а средний темпера-
турный напор составит:
90° 40°
35°-»-25°
AZ, = 55° М2 = 15°
55—15
М,р =---------— = 30,8°С.
2,3031g —
10
Ш
Необходимая поверхность нагрева при противотоке
305 000
290-30,8
м2.
Таким образом, при противотоке и одинаковом расходе воды необходимая-
поверхность теплообмена меньше, чем в случае прямотока. Кроме того, при;
противотоке температуру можно принять более высокой, чем при прямотоке, что-
позволяет сократить расход воды. Если принять /к=50°С, то расход воды и.
средний температурный напор составят:
305 000
4190(50 — 25) °2'9 «1/С-2.9-ЗМО- «'ч
90° 40°
50° 25°
Д/х = 40° Д/2 = 15°
Д<ср =
40—15
40
2,303 1g-—
= 26,6°С.
При этом необходимая поверхность теплообмена равна
F =
305 000
290-26,6
= 39,6 м2.
Следовательно, при противотоке можно значительно сократить расход водьв
(в 2,5 раза) по сравнению с прямотоком и в то же время ограничиться мень-
шей поверхностью нагрева.
§ 6. РАСЧЕТ ОТСТОЙНИКОВ
Очень часто в настоящее время нефть отделяется от воды
(отстой) в самом сепараторе — деэмульсаторе (см. рис. 46) или
БАС (см. рис. 32). Вместе с тем для этих целей широко приме-
няются также специальные отстойники, устанавливаемые после
нагревателей эмульсий (см. рис. 47, поз. 5).
Отстойники — это аппараты, в которых процесс разделения
эмульсий должен совершаться в условиях статики или в условиях
ламинарного режима (Re=14-2). Разрушение же эмульсий,,
поступающих в отстойники, должно осуществляться за предела-
ми этих аппаратов в результате продолжительного перемешива-
ния их в сборных коллекторах (путевая или внутритрубная де-
эмульсация).
В настоящее время чаще всего применяются горизонтальные
герметизированные отстойники цилиндрической формы непрерыв-
ного и полунепрерывного действия.
В отстойники эмульсия для разделения может вводиться
тремя способами (рис. 58): сверху а или снизу б — через разда-
точные коллекторы (маточники) 2, или со стороны эллиптического
днища в. Какой из этих способов является более эффективным,—
зависит от степени разрушения эмульсии, вязкости и плотности
поступившей в отстойник нефти и воды и степени обводненности
нефти.
При сравнительно большой вязкости нефти (10 сП =
= 10-10—3 Па-с) эмульсию следует вводить через нижний разда-
115
точный коллектор б и «промывать» ее в слое водяной «подушки»
или через эллиптическое днище в, при малой вязкости нефти
О—2 сП) и сравнительно большой ее обводненности ('—10%) —
через верхний раздаточный коллектор а.
При введении эмульсии в аппарат сверху капли воды< осаж-
даются из нефти, при введении эмульсии снизу — капли нефти
поднимаются в слое воды.
Рис. 53. Схема возможных подач разрушенной эмульсии в на-
порные отстойники.
1—решетка для выравнивания скоростей потока; 2 — раздаточный кол-
лектор; 3 — перегородка; 4 — поплавок
Для расчета скорости осаждения (в) или подъема (н) капель
одной жидкости в другой следует пользоваться формулой
У ___ d1 (Рж Рд) S 3 (рж Рд) (141)
18|1д 2рж — Зрд
где рж, рд — соответственно плотность капель жидкости (осаж-
дающихся или поднимающихся) и плотность дисперсионной сре-
ды, кг/м3; рж и рд — динамическая вязкость капель жидкости
(осаждающихся или поднимающихся) и дисперсионной среды,
Па-с (кг/м-с); d — диаметр капель жидкости, м; g— ускорение
свободного падения, м/с2.
При расчете скорости осаждения или подъема капель жидкос-
ти необходимо знать высоту слоя h жидкости, в которой разделя-
ются фазы. Тогда, зная высоту h и скорость осаждения капель
воды в нефть (в) или подъема капель нефти в воде vH (н), нетруд-
но определить время, необходимое для полного отделения нефти
ют воды. Оно будет равно (в с)
_ h _ 1 Зрд 2рж -р Зрд
42 (рж Рд) g 3 (рж рд)
Порядок расчета отстойников для горячей нефти с использо-
ванием известных величин т и может быть различным. Если
116
известны, например, размеры отстойника D и L, м, время отстоя
т, ч, то при общей производительности УПН, равной Q, м3/ч, не-
обходимое число отстойников равно
п = т Q = 4tQ
Qo xD4 '
где Qo — объем одного отстойника, м3.
Так как при одинаковых значениях п и D скорость потока в
отстойниках зависит от схемы их включения, то необходимо про-
верить скорость.
При последовательном соединении отстойников и вводе неф-
тяной эмульсии со стороны эллиптического днища в (см. рис. 53)
скорость потока (в м/с) будет
4Q
v, =---—— .
3600л£>2
При параллельном соединении отстойников
2 3600nD2n
Полученные скорости не должны превышать допустимых ско-
ростей осаждения для данной нефти при заданных условиях,
которые определяются из соотношения
v,h v.,k
= —— или ,
I Z
где I — длина отстойника в м, обеспечивающая осаждение (в) или
всплытие (н) капель одной жидкости в другой.
Если нефтяная эмульсия вводится в отстойник через маточ-
ник, то такие отстойники рассчитываются на пропускную способ-
ность по формуле
Q < 86 400Fvx = 86 400F. (143)
18р.д 2р.ж + Зцд
Здесь Q — количество эмульсии, проходящей через отстойник,
м3/сут; F — максимальная площадь сечения горизонтального от-
стойника по длине, м2.
Параллельное соединение отстойников на УПН часто приводит
к неравномерной их загрузке нефтью и водой, в результате чего
нарушается технологический режим работы УПН, и использова-
ние их в данном случае весьма неэффективно.
На рис. 54 показаны в плане схемы подсоединения параллель-
но работающих отстойников (А — неправильная, Б, В — правиль-
ная), а с правой стороны — возможные подсоединения трубопро-
водов (а, б, в) к сборному коллектору С, подводящему расслоен-
ную эмульсию к отстойникам (/, 2, 3, 4).
Если подсоединение трубопроводов (см. рис. 54, А), идущих
от отстойников к сборному коллектору С, выполнено по схеме а,
117
то в отстойник 1, расположенный первым по ходу эмульсии, по-
ступит практически чистая нефть, в отстойник 2— частично обвод-
ненная, а в отстойник <3 может поступать даже «чистая» вода.
Если подсоединение трубопроводов к сборному коллектору выпол-
нено по схеме в, то, наоборот, в отстойник 1 поступит «чистая»-
вода, а в отстойник 3 — чистая нефть. Подсоединение трубопро-
Рис. 54. Схема подсоединения параллельно работающих отстойни-
ков:
А — неправильная; Б, В — правильные
водов к сборному коллектору, выполненное по схеме б, также не
решает вопроса равномерного поступления нефти и воды в данные
отстойники.
Чтобы избежать указанных явлений, связанных с работой
параллельно включенных отстойников, необходимо их подклю-
чить к сборному коллектору С так, как показано на рис. 54, Б
и Б.
При таком подключении будет иметь место равномерное рас-
пределение эмульсии, транспортируемой по сборному коллектору
С, за счет равных гидравлических сопротивлений в системе под-
вод}’щих и отводящих трубопроводов.
Обязательным условием для эффективной работы отстойников
является их рациональное внутреннее строение, которое может
быть самым разнообразным и зависит от многих факторов; преж-
де всего от физических свойств нефти и воды (вязкости и плот-
ности), о чем уже говорилось. При рациональном внутреннем
строении отстойника происходит полное отделение нефти от воды
при максимальной его производительности, так как отстойник
должен иметь минимальные капиталовложения. Одна из таких
конструкций отстойника (в поперечном разрезе) показана на
с. 137 (см. рис. 66, поз. 2), работа которого описана там же.
118
Глава VII
НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ
Нефтяные резервуары предназначаются для накопления, крат-
ковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу
резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть
резервуарным парком.
Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти,
прошедшей установку обезвоживания и обессоливания, называ-
ются товарными парками.
Нефтяные резервуары строятся на месте; они могут быть
металлическими или железобетонными, размещенными на поверх-
ности земли, полузаглубленными и заглубленными под уровень
земли. Полузаглубленные и заглубленные резервуары строятся
только из железобетона.
Согласно ГОСТу резервуары строят емкостью от 100 до
10 000 м3.
При широком внедрении герметизированной напорной систе-
мы на площадях месторождений роль нефтяных резервуаров как
емкостей для сбора и хранения «сырой» и товарной нефти будет
постепенно сводиться к нулю.
Раньше, например, при негерметизированных системах сбора
резервуарные парки строились на групповых, участковых и цент-
ральных пунктах сбора нефти, на что требовались большие зат-
раты металла, длительный срок строительства и, самое главное,
в этих резервуарах потери легких фракций нефти от больших и
малых «дыханий» доходили до 3% от добываемой нефти.
В настоящее время сырьевые резервуары строят в основном
на нефтедобывающих площадях, заканчиваемых разработкой (см.
рис. 67). Вместо них на вновь вводимых в разработку площадях
устанавливают блочные автоматизированные сепарационные ус-
тановки БАС (см. рис. 32, рис. 44, поз. 4). На рис. 44, поз. 16
показаны два попеременно работающих герметизированных то-
варных резервуара, которые выполняют роль буферных емкостей
для кратковременного хранения товарной нефти. Однако на ста-
рых месторождениях нефтяные резервуары еще имеются, и их
довольно много.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
На рис. 55 приведена схема расположения оборудования на на-
земных цилиндрических стальных резервуарах.
Для проведения операций по приему, хранению и отпуску
сырой и товарной нефти резервуары оборудуют специальной ар-
матурой.
119
Оборудование резервуаров обеспечивает правильную и без-
опасную эксплуатацию их, в частности: 1) наполнение и опорож-
нение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти;
4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление
подтоварной воды; 6) поддержание давления в резервуаре в безо-
пасных пределах.
На нефтяных резервуарах монтируется следующее оборудова-
ние.
Люк-лаз 7 устанавливается на нижнем поясе резервуара и
предназначается для проникновения людей внутрь резервуара при
Рис. 55. Схема расположения обо-
рудования на наземном вертикаль-
ном цилиндрическом резервуаре.
1— световой люк; 2— гидравлический пре-
дохранительный клапан; 3 — огневой пре-
дохранитель; 4 — дыхательный клапан;
5 -т замерный люк; 6 — указатель уровня
(УДУ); 7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран;
$ — хлопушка; 10 — приемо-раздаточные
патрубки; И — перепускное устройство;
12 — управление хлопушкой; 7-3 — лебед-
ка; 14— подъемная труба; 15 — шарнир
подъемной трубы; 16 — роликовый блок
ружи резервуаров, а хлопушка
щаются внутри резервуара. Диаметры приемо-раздаточных па-
трубков определяются заданной производительностью перекачи-
ваемой нефти и равны 150—700 мм. При выборе диаметра прие-
ремонте и очистке его от грязи,
а также для освещения и провет-
ривания резервуара при прове-
дении этих работ.
Замерный люк 5 служит для
замера в резервуаре уровня неф-
ти и подтоварной воды, а также
для отбора проб пробоотборни-
ком. Внутри замерного люка
расположена направляющая ко-
лодка, по которой спускают в ре-
зервуар замерную ленту с лотом.
Колодка изготовляется из меди
или алюминия, чФобы предотвра-
тить искрообразование.
Световой люк 1 устанавлива-
ется на крыше резервуара над
приемо-раздаточным патрубком.
, При открытой крышке через него
внутрь резервуара проникает
свет и проветривается резервуар
перед зачисткой или ремонтом.
Приемо-раздаточные патруб-
ки 10 предназначаются для при-
соединения к ним приемных или
раздаточных трубопроводов сна-
и шарнир подъемной трубы поме-
мо-раздаточного патрубка исходят из скоростей движения
жидкости 0,5—2,5 м/с.
Хлопушка 9 служит для предотвращения утечек нефти из
резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоя-
нии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемыми и неуп-
равляемыми. При наполнении резервуара струя нефти силой дав-
ления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекач-
ки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опус-
кается на свое место, закрывая трубу. При откачке нефти из
120
резервуара крышка хлопушки открывается принудительно спе-
циальным устройством, состоящим из вращающего барабана с на-
матывающимся на него тросом.
Перепускное устройство 11 служит для выравнивания давления
нефти с обеих сторон крышки хлопушки путем перепуска его из
резервуара в приемо-раздаточный патрубок. Перепускное устрой-
ство устанавливается на всех резервуарах высотой более 6 м.
Рис. 56. Дыхательный
клапан.
J — клапан ' давления;
.2 — клапан вакуума; 3—
корпус клапана; 4 — от-
кидной болт; 5 — махо.
вики; 6 — сетка; 7 —
обойма сетки; 8 — кры-
шка; 9 — прокладка
Подъемная труба 14 монтируется внутри резервуара и предназ-
начается для отбора нефти с требуемой высоты.
Дыхательный клапан (рис. 56) автоматически сообщает газо-
вое пространство резервуара с атмосферой в те моменты, когда в
резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум
в результате изменения температуры, а также при наполнении и
опорожнении резервуара. Дыхательные клапаны рассчитаны на
избыточное давление или вакуум в газовом пространстве резер-
вуара (20-9,81 Н/м2=20 мм вод. ст.).
Клапан работает следующим образом. При повышении давле-
ния внутри резервуара, когда последний заполняется нефтью, кла-
пан 1 поднимается и сбрасывает в атмосферу излишний газ, а
при понижении давления внутри резервуара, когда из последнего
отбирают нефть, открывается клапан 2 и в резервуар поступает
воздух. Клапаны 1 и 2 можно отрегулировать на определенное
давление и открывать только в том случае, когда давление или
разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины.
Над клапанами 1 и 2 имеются съемные люки, через которые кла-
паны вынимаются для осмотра и ремонта.
121
Диаметр дыхательных клапанов выбирают в зависимости от
их допускаемой пропускной способности.
Диаметр клапана, мм........... 50 100 150 200 250
Пропускная способность, м3/ч . . 25 72 142 240 304
Во избежание коррозии корпус клапана и седло изготовляют
из алюминиевого сплава АЛД.
Дыхательный клапан — ответственный элемент оборудования
резервуара, в связи с чем исправному состоянию клапанов и
правильной их эксплуатации должно уделяться особое внимание.
Рис. 57. Схема работы гидрав-
лического предохранительного
клапана.
а — в резервуаре избыточное дав-
ление; б —в резервуаре образовал-
ся вакуум; в — давление в резер-
вуаре равно атмосферному
Гидравлический предохранительный клапан (рис. 57) предназ-
начается для ограничения избыточного давления' или вакуума
в газовом пространстве резервуара при отказе дыхательного кла-
пана, а также при недостаточном сечении дыхательного клапана
для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные
клапаны рассчитаны на несколько большее давление и вакуум»
чем дыхательный клапан (на избыточное давление 588 Па и раз-
режение 392 Па). Гидравлический предохранительный клапан
устанавливается в комплексе с огневым предохранителем. Предо-
хранительный клапан заливают незамерзающими неиспаряющи-
мися маловязкими жидкостями (раствор глицерина, этилен-гли-
коль и Др.), образующими гидравлический затвор, через который
из резервуара выходит излишняя смесь газа с воздухом или вхо-
дит в резервуар недостающий для нормальной работы воздух. На
рис. 57, а показан момент, когда давление в газовом пространстве
резервуара выше расчетного и газ сбрасывается в атмосферу через
предохранительный клапан. На рис. 57, б приведено положение,
когда дыхательный клапан не сработал и образовавшийся в
газовом пространстве резервуара вакуум стал настолько большим,
что воздух в резервуар поступает через предохранительный кла-
пан. На рис. 57, в показан случай, когда давление в газовом
пространстве резервуара и атмосферного воздуха одинаково.
На рис. 58 приведен разрез огневого предохранителя.
Огневые предохранители устанавливаются на пезервуарах в
комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и
предназначаются для предохранения газового пространства ре-
зервуара от проникновения в него пламени через дыхательный
или предохранительный клапан.
122
Принцип действия огневых предохранителей заключается в
том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, проходит че-
рез систему каналов малого сечения (кассеты), в результате чего
дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкоснове-
ния пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача
теплоты стенкам каналов, и
Рис. 58. Огневой предохранитель.
/ — корпус; 2— кассета; 3 — присое-
динительные фланцы; 4 — крышки
пламя затухает. Основная деталь
огневых предохранителей — спи-
ральная ленточная кассета, изготов-
ленная из цветных металлов.
Водоспусковые приспособления
предназначаются для спуска в ло-
вушки нефти излишней пластовой
воды. Такие приспособления чаще
всего выполняются в виде сифонов
(рис. 59). Высота колена сифона
Рис. 59. Схема сифонного от-
вода воды из резервуара
hc определяется расчетом в зависимости от выбранного соотноше-
ния высот столбов воды hB и нефти йн в резервуаре:
(^нРн “В ^вРв) ё ~ ^сРв ё'
откуда
t, __ ^нрн
Рв
+ hB.
§ 3. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ НЕФТИ
ПРИ ХРАНЕНИИ ЕЕ В РЕЗЕРВУАРАХ
Основные потери нефти, связанные с испарением легких фрак-
ций, обусловливаются, как говорилось выше, малыми и больши-
ми «дыханиями» резервуаров.
Малые «дыхания» в резервуарах обусловлены из-
менениями суточной температуры и барометрического давления
наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара и верхнего
слоя нефти количество паров и их упругость в герметически за-
123
крытом резервуаре увеличиваются, и если давление превысит
расчетное, то часть паров через предохранительный или дыха-
тельный клапан выйдет из резервуара в атмосферу. В ночное
время, когда температура воздуха понижается, часть п^ров нефти
в резервуаре сконденсируется, давление упадет, и в газовое про-
странство резервуара, при достижении вакуума сверх расчетного,
будет входить наружный воздух.
Процесс впуска воздуха и выпуска смеси паров и воздуха при
опорожнении и наполнении резервуара нефтью принято называть
большими «дыханиям и».
Естественно, что потери легких фракций нефти при больших
«дыханиях» составляют значительно большую величину, чем при
малых «дыханиях' резервуаров.
Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти
в резервуарах условно можно разбивать на три группы: 1) мето-
ды, предупреждающие испарение нефти; 2) методы, уменьшающие
испарение; 3) методы, основанные на сборе продуктов испарения
нефти.
Потери нефтей при хранении их в негерметизированных пезер-
вуарах в большой степени зависят от испаряемости нефтей, г. е.
от способности их при данных температуре и давлении переходить
в газообразное состояние. Чем больше в нефти легких фракций,
тем выше ее испаряемость и тем, следовательно, значительнее
потери легких фракций при всех прочих равных условиях. Чтобы
существенно снизить потери нефти от испарения, необходимо под-
держать в резервуаре давление, превышающее давление насыщен-
ных паров нефти.
Однако этим методом снижения потерь нефти в большинстве
случаев нельзя пользоваться, так как резервуары большого объе-
ма не рассчитаны на избыточное давление выше 1962 МПа
(200 кгс/м2). Для этого в настоящее время успешно используется
иной путь — уменьшение или сведение до минимума газового про-
- меньшение газового пространства
достигается при помощи различ-
ного рода плавающих крыш или
понтонов. Схема резервуара по-
казана на рис. 60. Плавающие
на поверхности нефти понтоны
почти полностью устраняют газо-
вое пространство резервуаров и
таким образом предотвращают
потери легких фракций нефти от
малых и больших «дыханий».
К первой группе мето-
дов снижения потерь углеводо-
родов относятся плавающие кры-
ши и понтоны. Их изготовляют
из металла и пластмасс. Для
уплотнения зазора между понто-
странства резервуара.
Рис. 60. Схема резервуара с понто-
ном.
/ — затвор, уплотняющий зазор между
корпусом резервуара и понтоном; 2—пон-
тон; <3 — сифон: 4 — подвижная лестница;
5 — ограничители хода понтона; 6 — непо-
движная лестница
124
ном и корпусом резервуара и предотвращения тем самым утечки
легких фракций делаются специальные затворы из асбестовой
ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или из цветного метал-
ла. Применение плавающих крыш и понтонов наиболее эффектив-
но на оперативных резервуарах, работающих с большим коэф-
фициентом оборачиваемости, т. е. с частыми на-
полнением и опорожнением. Сооружение плавающих
крыш и понтонов обходится дороже обычных крыш, однако разни-
ца в стоимости погашается в те-
чение одного года экономией по-
терь легких фракций нефти.
Ливневые воды с поверхности
понтонов удаляются по водосто-
кам с обратным сифоном 3,
представляющим собой короткую
вертикальную, загнутую на кон-
це трубку, погруженную в нефть.
Ко второй группе ме-
тодов, уменьшающих испарение
нефти в резервуарах, можно от-
нести также защиту их от на-
Отмчка ке/ргпи
Рис. 61. Схема газоуловительной си-
стемы с газосборником.
/ — резервуары; 2 — наклонный газопро-
вод; 3— конденсатосборник; 4— резервуар-
компенсатор; 5 — огневой предохранитель;.
6 — дыхательный клапан
гревания солнечными лучами.
Как известно, солнечное излуче-
ние интенсивно поглощается телами, окрашенными в черный
цвет. Поэтому резервуары должны покрываться лучеотражающи-
ми, как правило, светлыми красками с высоким коэффициентом;
отражения. Наиболее распространенными теплоотражающими
красками являются белые и алюминиевые, причем белые краски
значительно эффективнее алюминиевых.
К третьей группе методов снижения потерь нефти при
хранении ее в резервуарах относится использование газоуравни-
тельной системы, сущность которой сводится к следующему.
Газовые пространства резервуаров через систему газопроводов
соединяются между собой. Работа резервуаров с такой обвязкой
эффективна тогда, когда газы из заполняемых резервуаров пере-
текают в опоражнивающиеся, и потери от больших «дыханий* сво-
дятся к нулю. Однако в связи с возможными трудностями осу-
ществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно,
подключают резервуары-компенсаторы и резервуары с подъемны-
ми крышками (рис. 61). Из резервуаров /, работающих несин-
хронно, излишний газ поступает по наклонному газопроводу 2
(во избежание образования гидравлических пробок) сначала в
конденсатосборник 5, а затем в резервуар-компенсатор 4 с подъ-
емной крышей. В этот резервуар поступает избыток газов из га-
зовых пространств (ГП) резервуаров /, когда подача нефти в-
них превышает отпуск, и, наоборот, из резервуара-компенсатора
газ поступает в резервуары /, когда отпуск нефти преобладает над
поступлением. Для контроля за работой обвязанных газопровода-
ми резервуаров устанавливают самопишущие манометры.
125-
§ 4. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЛЕГКИХ ФРАКЦИИ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ
Как уже отмечалось, при негерметизированных системах сбо-
ра нефти широкое распространение получили резервуарные парки,
в которых потери легких фракций достигают 3% от добычи
нефти. Возникает вопрос, от каких параметров зависят потери
легких фракций нефти, хранящейся в резервуаре, и как их мож-
но оценить?
Потери легких фракций нефти в резервуаре зависят от сле-
дующих факторов: 1) плотности, вязкости и температуры нефти;
2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на последней
ступени сепарации и давления на этой ступени; 3) времени хра-
нения нефти и температуры окружающего воздуха; 4) частоты
наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» ре-
зервуара).
Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше температура,
тем выше ее испаряемость, а следовательно, больше ее потери в
резервуаре. Потери нефти значительно возрастают также, если
частота наполнения и опорожнения резервуаров увеличивается.
Для существенного снижения потерь легких фракций нефти,
хранящейся в резервуарах, необходимо; 1) чтобы все сырьевые
резервуары и резервуары товарных парков имели бы понтоны или
плавающие крыши, при этом газовое пространство (ГП) в резер-
вуарах сведется к нулю и испаряемости нефти практически не
будет; 2) если понтоны или плавающие крыши по каким-либо
причинам отсутствуют, то перед транспортированием нефти в
товарные резервуары она должна подвергаться стабилизации, т. е.
нагреву с целью извлечения из нее легких фракций (включительно
до C5Hio), являющихся при нормальных условиях газами, а сепа-
рацию горячей нефти желательно проводить под вакуумом.
После стабилизации нефти на промысле и полного отбора из
нее легких фракций такую нефть можно транспортировать до
нефтеперерабатывающих заводов практически без потерь.
Однако на промыслах, как правило, понтоны и плавающие
крыши отсутствуют, а стабилизация нефти осуществляется непол-
ностью. Вот почему и до сих пор имеют место потери нефти при
транспортировании ее до нефтеперерабатывающих заводов, и мы
должны уметь эти потери рассчитывать.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу
из резервуаров, определяются по формуле
G = Vocpo, (144)
где Vo — объем газовоздушной смеси, вышедший из резервуара
за измеряемый промежуток времени, приведенный к нормальным
условиям, м3; с — средняя концентрация углеводородов в газовоз-
душной смеси в долях единицы; р0-—плотность вышедших из ре-
зервуара углеводородов (газа), приведенная к нормальным усло-
виям, кг/м3.
126
В зависимости от физико-химических свойств нефти концентра-
ция углеводородов по высоте ГП резервуара может быть равно-
мерной и неравномерной.
При наполнении и опорожнении резервуаров с легкой нефтьк»
(р=800ч-820 кг/м3) концентрация углеводородов по высоте газо-
воздушного пространства практически сохраняется равномерной,,
но непостоянной во времени, а для тяжелых нефтей (р = 800-г-
4-920 кг/м3) — неравномерной и непостоянной. Равномерность кон-
центрации углеводородов по высоте и объему ГП резервуара за-
висит в основном от двух причин: 1) интенсивности испарения
нефти; 2) темпа выделения окклюдированного газа из нее, кото-
рый значительно выше у легких нефтей, чем у тяжелых.
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара су-
щественно зависит также от скорости подъема или падения уровня
нефти в резервуаре при осуществлении приемо-сдаточных опе-
раций.
Приведение объема газовоздушной смеси к нормальным усло-
виям в формуле (144) проводится приближенно так
у _ РрГ(г 1
РоГрЗ
где рр и Тр — соответственно давление и абсолютная температура
в газовоздушном пространстве резервуара; р0 и То — давление и
абсолютная температура при нормальных условиях (ро=76О мм
рт. ст., 7'о=273 К); z— коэффициент сжимаемости газа, здесь
можно принимать равным 1.
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара, входя-
щая в формулу (144) и зависящая от интенсивности q и продол-
жительности испарения нефти т с площади контакта Гн, опреде-
ляется из следующего выражения:
(145)
где q — интенсивность испарения нефти и выделение из нее
окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в се-
параторе, м3/(м2-ч); FH — площадь поверхности, с которой про-
исходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м2; т —
время (опорожнения, наполнения, хранения), ч; Гг.п — объем
газовоздушного пространства в резервуаре, м3.
Из формулы (145) видно, что средняя концентрация углеводо-
родов в ГП резервуара прямо пропорциональна интенсивности
испарения нефти, площади контакта ее с газовоздушным про-
странством и времени контакта и обратно пропорциональна объему
газовоздушного пространства, т. е. чем больше объем ГП резер-
вуара, тем меньше концентрация углеводородов с при всех прочих
равных условиях.
На основании опытных данных среднюю концентрацию угле-
водородов в ГП резервуара при расчете потерь нефти можно
принимать равной 0,1—0,5.
127
1. При опорожнении резервуара интенсивность из-
менения газовоздушной фазы, согласно формуле (145), можно
представить в следующем виде:
_ __ ^г.п с _ (Ур.п КСК ^г.п Н Сн) Рг.п (^0 (146)
40 ~ FHra ~ Л„т0 76О7'г п ’ 1 '
тде q0 — интенсивность выделения газа и испарения нефти, при-
веденная к стандартным условиям, м3/м2-ч (т. е. р = 760 мм рт. ст.
и / = 20° С); сн и с[; — средняя концентрация углеводородов в долях
объема ГП соответственно до (Гг.пн) и после (Гг. пк) опорожне-
ния резервуара; Гг. пн и Гг. пк— начальный и конечный объемы
ГП резервуара, м3; рг. п — абсолютное давление газовоздушной
смеси, мм рт. ст.; Тт. п—абсолютная температура газовоздушной
смеси, К; То — абсолютная температура, К (7’о = 273 К); t — темпе-
ратура газовоздушной смеси и нефти, °C.
2. Интенсивность выделения газа и испарения нефти при
заполнении резервуара определяется также с учетом объема
и концентрации углеводородов, вытесненных в атмосферу
_ (ск-Сн)Уг.пн Рг.п'293 . (147)
Fht3 760Ггп
3. При хранении нефти в резервуаре интенсивность
испарения нефти и выделения газа, вытесняемого в атмосферу,
определяется по формуле
п - Кг.п , ДУс \ Рг.п293
Ях FKxx \к н+ Уг.п J 760Тг п ’
где с — средняя во времени концентрация легких фракций нефти
в долях объема АГ, вытесняемого в атмосферу, из-за превышения
давления в ГП над давлением, устанавливаемым дыхательным
или предохранительным клапаном.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу
из резервуара при заполнении его, могут определяться также по
формуле
Fq , Рг.п н Т/ /, _ \ Рг.п к 1 сср
6— Гг.пн(1 сн) „ Гг.пк(1 FK) I ’Pep’
Ро 'г.пн 'г.лк ] Сср
(149)
Здесь G — потери легких фракций, кг; Гг.пн и Гг.ш, — соответ-
ственно начальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; рг. пн
я Рг. пк — начальное и конечное давление в ГП резервуара соот-
ветственно; сср — средняя концентрация углеводородов; рср — сред-
няя плотность углеводородов в ГП резервуара, кг/м3.
Остальные обозначения прежние.
При расчетах потерь легких фракций нефти, выбрасываемых
из ГП резервуара при наполнении, опорожнении и хранении, по
формулам (146), (147) и (148) трудно определить начальную са
128
и конечную ск концентрации углеводородов, которые, как правило,
находятся для разных по физическим свойствам нефтей экспери-
ментальным путем или расчетом с использованием закона Рауля —
Дальтона, характеризующего равновесное состояние системы меж-
ду фазами «смесь газов — нефть» [8]. Если экспериментальные
данные или эмпирические формулы, по которым можно опреде-
лять эти концентрации, отсутствуют, то для расчетов потерь нефти
следует принимать эти концентрации, учитывая при этом свойства
нефти (плотность, вязкость, скорость подъема или падения уровня
нефти при заполнении или опорожнении резервуара). Учащийся
должен хорошо знать перечисленные основные свойства нефти и
уметь правильно подходить к выбору конечных и начальных кон-
центраций углеводородов в ГП резервуара. Заинтересованным в
определении этих концентраций расчетным путем можно рекомен-
довать работу [8], содержание которой не входит в программу
данного курса.
§ 5. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И КАЧЕСТВА
ТОВАРНОЙ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ
Рис. 62. Калибровочная кривая
товарного резервуара (ориентиро-
вочная)
Нефть, прошедшая термохимические установки подготовки,
направляется в товарные парки, где повторно измеряется ее объем,
и она передается товаротранспортным организациям.
Применяются три метода учета
товарной нефти: объемный, массо-
вый и объемно-массовый.
Большие количества товарной
нефти измеряют преимущественно
объемным методом с использовани-
ем в качестве мерных емкостей ре-
зервуаров, в которые поступает и
в которых хранится эта нефть.
Каждый резервуар предварительно
калибруют с интервалом через каж-
дый сантиметр с тем, чтобы уста-
новить зависимость высоты (взли-
ва) Н от объема V. Результаты ка-
либровки оформляются в виде ка
либровочной таблицы на каждый
резервуар в отдельности. Калибро-
вочная таблица является докумен-
том, на основании которого учиты-
вается товарная нефть. На рис. G2 приведена примерная калибро-
вочная кривая резервуара, которая показывает, что с ростом вы-
соты взлива увеличиваются объемы нефти за счет уменьшения
толщины стенки резервуара. Из этого рисунка видно также, с ка-
кой большой точностью нужно замерять уровни в резервуарах
(особенно больших объемов), чтобы избежать существенных оши-
5 Зак. 331
129
бок, которые могут возникнуть при определении количества нефти,
хранящейся в этих резервуарах.
Для измерения количества нефти объемный способом изме-
ряют высоту уровня нефти и высоту подтоварной воды; рассчи-
тывают объем нефти при данных высотах уровней по калибро-
вочной таблице и вносят поправки на температурные изменения.
Емкости резервуара рассчитывают с большой точностью — до
четвертого знака десятичных дробей.
Замер товарной нефти проводится в единицах массы (т) и
определяется, как говорилось выше, по замерным таблицам
резервуаров, дающим объемную величину в м3, с последующим
пересчетом в единицы массы. Для пересчета объемных количеств
товарной нефти в массовые в резервуар спускают пробоотборник
и берут пробу, определяют плотность нефти, а затем умножают
объем на плотность и получают массу нефти.
Определение уровня нефти в резервуаре и слоя подтоварной
воды в практике называется замером, который должен выпол-
няться с точностью до миллиметра.
Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой
вместительности определяются мерной лентой с миллиметровыми
делениями и лотом по специальной методике. Лоты служат для
натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной
воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной
ленты.
Объем нефти в резервуаре определяется как разность меж-
ду полным объемом, занятым нефтью, и объемом подтоварной
воды.
Плотность нефти в резервуаре не является постоянной вели-
чиной для всей массы жидкости, поэтому приходится определять
среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу по-
следней
В верхних слоях резервуара температура нефти, как правило,
выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху
вниз, а следовательно, и плотность также будет изменяться со-
гласно этой закономерности. Для точного определения средней
плотности нефти необходимо правильно отбирать среднюю пробу,
точно и своевременно измерять температуру и плотность этой
пробы. Все эти операции проводятся согласно ГОСТ 2517-69.
Наиболее распространен следующий порядок учета нефти при
приемо-сдаточных операциях: 1) измерение температуры пробы
сразу же после ее извлечения из резервуара; 2) определение
средней плотности нефти и приведение ее к температуре +20° С;
3) определение содержания воды в отобранной средней пробе
аппаратом Дина — Старка, мае.%. После этих замеров измерен-
ный объем обводненной нефти умножают на среднюю плотность
ее и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу
воды, полученную умножением общей массы «влажной» нефти
на массовый процент обводненной нефти, и получают массу нетто,
т. е. массу чистой нефти, выраженную в тоннах.
130
§ б. АВТОМАТИЗАЦИЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
И КАЧЕСТВА ТОВАРНОЙ НЕФТИ
Ручной способ выполнения приемо-сдаточных операций с товар-
ной нефтью, описанный в предыдущем параграфе, имеет следую-
щие основные недостатки:
1) необходимо иметь сравнительно большой штат операторов
и лаборантов по отбору и анализу проб из резервуаров;
2) отбор проб и анализ их проводятся через определенные
промежутки времени, в которые режим работы установок по
обезвоживанию и обессоливанию нефти может изменяться;
Рис. 63. Схема автоматизированной установки по измерению
количества и качества товарной нефти (Рубин-2).
/ — попеременно работающие герметизированные резервуары; 2— пад-
порный насос; <3 — влагомер нефти; 4 — солемер нефти; 5. 6 — клапаны-
отсекатели управляемые; 7 —линия возврата некондиционной нефти:
Я—гидропривод; 9— фильтр; 10— плотномер товарной нефти-, //—рас-
ходомер турбинный типа ТОР-1; 12— термометр сопротивления; /3—то-
варный насос головных сооружений
3) на точность всех операций при ручном способе могут по-
влиять также субъективные факторы со стороны лиц, осуществляю-
щих приемо-сдаточные операции товарной нефти.
Чтобы избежать всех этих недостатков при выполнении приемо-
сдаточных операций, Октябрьский филиал ВНИИКАНефтегаз
разработал и внедрил на Туймазинском и других месторождениях
автоматизированную установку Рубин-2 (рис. 63).
Автоматизированная установка Рубин-2 предназначена для
поточного измерения количества и качества (по содержанию воды
и солей) товарной нефти, автоматического возврата некондицион-
ной нефти на повторную подготовку и отбора средней пробы.
Установка Рубин-2 работает следующим образом.
Из установки подготовки нефти УПН нефть подается в попере-
менно работающие герметизированные резервуары /, из которых
забирается подпорным насосом 2 и прогоняется по автоматиче-
скому влагомеру 3 (см. рис. 13) и солемеру 4. Если содержание
воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдает
аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА, и при помощи
гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти;
5* 131
одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной
нефти, которая возвращается по линии 7 в сепаратор-делитель, а
затем на повторную подготовку в УПН. При прекращении поступ-
ления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсека-
тель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается.
Поток товарной нефти проходит фильтр 9, затем радиоизотоп-
ный плотномер .10, откуда поступает в турбинный расходомер 11,
в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорцио-
нальной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобра-
зуется в электрические импульсы, которые поступают в БМА —
в счетное устройство, объемного количества товарной нефти. Затем
величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на
показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, вы-
даваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются на
расходомере 11, установленном на лицевой панели блока.
Основные показатели Рубина-2 следующие.
Максимальная пропускная способность, т/сут.............. 10 000
Рабочее давление, МПа................................... 2,45
Содержание воды не более, % ...................... 10
Температура нефти, °C....................................+5---1-100
Вязкость нефти, сСт...................................... 100
Относительная погрешность измерения количества товар-
ной нефти, вес. %........................................ 0,5
Глава VIII
УСТАНОВКИ подготовки СТОЧНОЙ И ПРЕСНОЙ вод
ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ ИХ В НЕФТЯНЫЕ ГОРИЗОНТЫ
§ I. НАЗНАЧЕНИЕ УПВ
На современном нефтяном месторождении суточный расход
воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми
крупными потребителями воды являются цехи поддержания пла-
стового давления (ППД), закачивающие воды в залежь с целью
продления фонтанирования скважин и значительного увеличения
коэффициента нефтеотдачи. Количество нагнетаемой в продуктив-
ный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для
каждого участка или месторождения специальными расчетами.
Для предварительных расчетов можно принимать расход воды:
при площадном заводнении в среднем 1,5—2,0 м3 на 1 т добывае-
мой нефти и при законтурном заводнении — 2—2,5 м3 на 1 т
добываемой нефти.
Для поддержания пластового давления в залежь можно на-
гнетать как природные (в большинстве случаев пресные или
слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, со-
стоящие в основном из пластовых (~85%), пресных (~10—12%)
и ливневых (~5%) вод.
132
Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси
органического и неорганического происхождения.
Пресные природные воды могут содержать незначительное
количество солей (1000 мг/л = 1 г/л), различные газы, механиче-
ские примеси, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Fe(ОН)з железа
и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс
заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы,
содержащиеся в нагнетаемой воде, заливают поверхность фильт-
рации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта,
снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с
микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хло-
рирование пластовой воды, а также обработку формалином.
В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты
окиси Fe(OH)3 и закиси Fe(OH)2 железа, а также большое коли-
чество солей, доходящее до 300 000 мг/л (300 г/л).
Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в
пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут
образовывать до 100 мг/л сероводорода (H2S). который на позд-
ней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с
нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы
и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее
из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в про-
дуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке.
Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость
нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количе-
ство, а следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержа-
нием пластового давления.
Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохра-
нялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при
невысоком давлении (10 МПа) закачки. Согласно «Правилам
разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин»
нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механиче-
ских, химических и органических примесей должны устанавли-
ваться ЦНИЛами, ЦНИПРами, НГДУ или научно-исследователь-
скими институтами на основании лабораторных исследований и
опытной закачки воды в скважины. В этих же «Правилах» реко-
мендуется устанавливать требования к качеству нагнетаемой воды
той организацией, которая разрабатывает проект разработки дант
ного месторождения.
Для оценки норм качества закачиваемой воды предложены
различные критерии. Например М. Э. Апельцин1 указывает, что
качество воды должно быть таким, чтобы при закачке 500 000 м3
воды давление повышалось на 0,5 МПа.
Из сказанного можно сделать вывод, что к очистке воды
следует подходить для каждого месторождения сугубо индиви-
дуально, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов
* Апельцин М. Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов. М.,
Гостоптехиздат, 1960. 287 с.
133
нагнетательных скважин высокая (600—800 мД), нет необходи-
мости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИГОДНОСТИ ВОДЫ
ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ В ПЛАСТЫ
Рис. 64. Схема раз-
личной приемисто-
сти воды продук-
тивных горизонтов:
/, II, III, IV — продук-
тивные горизонты; 1 —
эксплуатационная колон-
на; 2 — насосно-ком-
прессорные трубы; 3
— расходомер воды
Пригодность воды, подлежащей нагнетанию в пласты, обычно
•определяют в лабораторных условиях путем фильтрации ее через
естественные керны. Вода считается пригодной для закачки в
пласт, если проницаемость естественного керна остается постоян-
ной. Однако такой метод оценки пригодности
воды не всегда эффективен, так как один
керн, взятый при бурении скважины, не мо-
жет моделировать всю мощность продуктив-
ной толщи. Поэтому достоверные данные э
качестве воды для заводнения получают лишь
в результате пробных закачек воды в пласты
с использованием глубинных расходомеров,
фиксирующих поглощающую способность от-
дельных пропластков продуктивной толщи.
На рис. 64 условно показан разрез сква-
жины и поглощающая способность (приемис-
тость) четырех продуктивных горизонтов,
имеющих различную проницаемость. Из ри-
сунка видно, что самая лучшая приемистость
у IV горизонта, средняя — у II и плохая —
У I-
Может возникнуть вопрос, а какая вода
более эффективна для заводнения продуктив-
ных горизонтов — природная (пресная) или
сточная?
Имея большой опыт по заводнению пла-
стов [И], накопленный по различным место-
рождениям, ответить на такой вопрос нетруд-
но: закачка сточных вод значительно эффек-
тивнее, чем закачка пресных.
В сточных водах, состоящих в основном из пластовых вод,
содержится деэмульгатор, который, попадая вместе с водой в
пласт, способствует более интенсивному отмыванию нефти от
породы. Кроме того, сточные воды по своему химическому составу
почти такие же, как и пластовые, поэтому при контакте с ними
они не образуют осадков химического происхождения, которые
могут снизить приемистость нагнетательных скважин.
В настоящее время из всех нефтяных месторождений Совет-
ского Союза извлекается около 500 млн. м3 пластовых вод в год.
Поэтому использование этих вод для закачки в пласт позволит
решить следующие задачи дополнительно к тому, что было сказано
выше: 1) сократить расход пресной воды; 2) предотвратить за-
грязнение водоемов, а следовательно, и истребление ценных пород
134
рыб; 3) сохранить проницаемость продуктивных пластов, содер-
жащих глинистые частицы, которые в контакте с пресной водой
разбухают.
Однако утилизация сточных вод связана с целым рядом за-
труднений, основными из которых являются интенсивная коррозия
водоводов и насосного оборудования и необходимость строитель-
ства сравнительно дорогих очистных сооружений и др.
§ 3. УСТАНОВКИ подготовки сточных вод
Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях
обычно применяются установки трех типов: открытые, полузакры-
тые и закрытые. В открытых установках сточные воды движутся
самотеком, и они контактируют с кислородом воздуха. Это один
из их основных недостатков, часто приводящих к изменению
свойств воды: происходит окисление железа,Содержащегося в воде,
изменяется водородный показатель pH, повышается коррозионная
активность и т. д. Однако открытые системы позволяют на одних
и тех же сооружениях очищать воды разного состава и изменять
в нужном направлении их качество при помощи различных ре-
агентов (коагулянтов). В качестве коагулянтов в сточные воды
добавляют сернокислый алюминий и полиакриламид (ПАА).
Кроме того, открытые системы позволяют очищать пластовые
и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от
состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачи-
вать их в нагнетательные скважины. Открытые системы чаще
всего рекомендуются для сточных вод с большим содержанием
сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) и для более глу-
бокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей.
Закрытые системы очистки сточных вод могут быть как на-
порными, так и безнапорными.
Закрытая напорная система очистки позволяет интенсифици-
ровать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтро-
вания под давлением, существенно снизить агрессивность сточной
воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха, умень-
шить количество загрязнений в воде, использовать остаточное
давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды
и для транспорта уловленной нефти и осадка, сохранить свойства
пластовых вод, наиболее полно и рационально использовать обо-
рудование заводского изготовления. ^Из-за отсутствия контакта
сточной воды с кислородом воздуха коррозионная активность ее
не повышается и не происходит окисления гидрата закиси же-
леза Fe(OH)2 в гидрат окиси Fe(OH)3, а это значит, что не про-
исходит и выпадения последнего в осадок, снижающий приемис-
тость нагнетательных скважин.
К недостаткам закрытых систем следует отнести необходимость
строительства параллельного блока очистки для поверхностных
промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пре-
делах 7—10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН.
135
Может возникнуть вопрос, а какие из УПВ целесообразно
применять для тех или иных конкретных условий? Ответ на этот
вопрос, хотя и далеко не полный, можно найти в работе [11].
В настоящее время в связи с применением на промыслах гер-
метизированной системы сбора нефти, газа и воды вода от нефти
на ГЗУ не отделяется. Вся продукция скважин транспортируется
до установки подготовки нефти УПН или дожимной насосной
станции и там пластовые воды отделяются от нефти. Пластовые
Рис. 65. Открытая схема установки очистки сточных вод.
1 — ловушка нефти; 2 — насос для откачки ловушечной нефти; 3 — пруды-
отстойники; 4— насос для подачи воды на фильтры; 5 — песчаные фильт-
ры; 6 — емкости для чистой воды; 7 — насос для подачи чистой сточной
воды на КНС; 8— насос для подачи чистой воды при промывке фильтров;
9 — пруд (амбар) для загрязненной воды
воды очищают в основном от капелек нефти, выносимых вместе
с водой из отстойников, и механических примесей (песка, окиси
железа и др.).
На рис. 65 показана открытая схема установки очистки сточ-
ных вод, которая пока еще широко применяется на месторожде-
ниях. Работает она следующим образом. Отделившаяся от нефти
вода в отстойниках и в сепараторах-деэмульсаторах автоматически
сбрасывается в песколовку, ловушку нефти 1, а затем перетекает
в пруды-отстойники 3. Из прудов-отстойников вода забирается
насосами 4 и подается через песчаные фильтры 5 в емкости очи-
щенной воды 6. Из этих емкостей сточная вода поступает на
прием насосов 7 и подается на кустовые насосные станции (КНС),
где создается высокое давление (14,7—19,62 МПа), для закачки
ее через нагнетательные скважины в пласт. В песколовках за
счет разности в плотностях из сточной воды выпадают механи-
ческие примеси.
В ловушках нефти из воды «улавливаются» (всплывают на
поверхность) капельки нефти диаметром свыше 80 мкм; затем
скопившаяся на поверхности воды нефть забирается насосом 2
и подается вновь в отстойники или сепараторы-демульсаторы
(подогреватели) (см. рис. 44, поз. 9). В прудах-отстойниках 3
в результате резкого снижения скорости воды (и>0,008 см/с)
улавливаются капельки нефти размером до 30—40 мкм и оседают
136
механические примеси. Окончательной, «тонкой» очистке сточные
воды подвергаются в попеременно работающих песчаных фильт-
рах 5. Песчаные фильтры через определенное время необходимо
промывать от осевших микрочастиц. Для промывки используется
очищенная вода из емкости 6, подаваемая насосом 8. Грязная
вода после очистки фильтров сбрасывается в амбар 9.
Недостатки описанной установки очистки сточных вод следую-
щие: 1) ловушки нефти и пруды-отстойники сооружаются из же-
Рис. 66. Установка очистки сточных вод закрытого типа.
1а, / — линии для транспорта сточной воды; 2, 7 — герметизированные
емкости; 3— гофрированные гидрофобные пластины; 4— насос для откач-
ки нефти; 5 — нефтепровод; 6 — водовод; 8 — насос для подачи воды
на КНС
лезобетона, а это обходится очень дорого; 2) для строительства
такой установки нужна большая площадь; 3) в процессе разра-
ботки нефтяного месторождения производительность этой уста-
новки должна постоянно увеличиваться в связи со все большим
обводнением добываемой нефти; 4) сточная вода в данной уста-
новке контактирует с кислородом воздуха, который, растворяясь
в ней, способствует коррозии водопроводов и насосов, перекачи-
вающих эту воду.
В настоящее время начали применять установки очистки сточ-
ных вод закрытого типа, в которых не происходит, как говорилось
выше, контакта воды с воздухом. Одна из таких установок была
описана выше и приведена на рис. 44. Здесь мы покажем лишь
оборудование, которое предусматривается позицией УПВ того же
рисунка.
На рис. 66 приведена схема оборудования, применяемого на
УПВ сточных вод (пунктиром показана часть установки подго-
товки нефти, приведенной на рис. 44).
УПВ работает следующим образом. Из сепаратора-деэмульса-
тора сточная вода с ПАВ сбрасывается в линии 1а и 1, из которых
она поступает на смешение с нефтяной эмульсией (см. рис. 44,
поз. 27) и в герметизированные емкости 2 и 7 УПВ (см. рис. 66).
В емкостях 2, показанных на рисунке в поперечном разрезе, име-
ются гофрированные гидрофобные пластины 3, к которым могут
прилипать капельки нефти, скапливаться на них и в виде тонкой
137
пленки двигаться по гофрам этих пластин к верхней образующей
емкостей 2.
Скопившуюся в верхней части емкостей 2 нефть'отбирают на-
сосом 4 и по нефтепроводу 5 подают на вход теплообменников
для доведения ее до кондиции в сепараторах-деэмульсаторах.
Отстоявшаяся в емкостях 2 вода самотеком по водоводу 6 посту-
пает в емкости для хранения чистой воды 7. Из емкостей 7 вода
забирается насосом 8 и подается на КНС для закачки ее в нарне-
Рис. 67. Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом
обводнении продукции скважин (>50%).
/—промысловый сборный коллектор; 2 — сепаратор-депульсатор; 3 — регулятор давления
«до себя»; 4 — регулируемый штуцер; 5 — сепаратор; 6— сырьевые резервуары; / — распре-
делительный коллектор; 8, 22 — резервуары-отстойники; 9, 18, 19, 21, 24— центробежные
насосы; 10 — дозировочный насос для подачи ПАВ; 11—теплообменники; 12 — сепараторы-
деэмульсаторы; 13 — каплеобразователь; 14 — эжектор; 15 — отстойники; 16 — смеситель;
Z7 — товарные резервуары; 20 — водопровод; 23 — емкость для нефти
тательные скважины. Так осуществляется система использования
сточной воды по замкнутому циклу без контакта с кислородом
воздуха.
В процессе разработки месторождения и увеличения содержа-
ния в нефти воды описанную установку нетрудно расширять путем
монтажа дополнительных емкостей 2 и 7. Однако по мере увели-
чения обводненности продукции скважин, происходящей на более
поздней стадии разработки нефтяных месторождений, расширять
установки подготовки нефти путем монтажа дополнительных емко-
стей 2 и 7 нерационально. Поэтому на данной стадии разработки
месторождений целесообразнее применять установку подготовки
нефти, приведенную на рис. 67.
Основными задачами при подготовке нефти и воды на поздней
стадии разработки нефтяных месторождений являются следующие:
1) сокращение расхода деэмульгаторов на разрушение эмульсий;
2) сокращение расходов теплоты, идущей на обезвоживание и
обессоливание нефти; 3) сокращение потерь легких фракций нефти
(хотя это относится в равной мере ко всем стадиям разработки)
138
и, самое главное, 4) удешевление строительства установок под-
готовки нефти и воды и сокращение их срока ввода в эксплуа-
тацию.
Все перечисленные основные задачи вполне удовлетворительно
разрешены на схеме, приведенной на рис. 67. Нефтегазоводяная
смесь по сборному коллектору J, идущему с промысла, поступает
в сепаратор-депульсатор 2, конструкция которого может быть
самой разнообразной (см., например, рис. 35). В сепараторе-де-
пульсаторе 2 поддерживается постоянное давление порядка
0,5 МПа с помощью регулятора давления «до себя» 3. Нефте-
водяная смесь из сепаратора-депульсатора 2 проходит через регу-
лируемый штуцер 4 и направляется в сепаратор 5, в котором
также поддерживается постоянное низкое давление (0,01 МПа)
за счет отбора газа эжектором 14.
Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепара-
торе 5 направляются в эжектор 14 (см. рис. 77), где они сме-
шиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.
Нефтеводяная смесь из сепаратора 5 самотеком направляется
под уровень воды в распределительный коллектор 7 сырьевых ре-
зервуаров 6, имеющих плавающие крыши (или понтоны), пол-
ностью предотвращающие потери легких фракций нефти и контакт
пластовой воды с кислородом воздуха. Из сырьевых резервуаров б
нефть самотеком за счет разности в уровнях перетекает в резер-
вуар-отстойник 8, из которого забирается центробежным насосом 9
и через теплообменники 11 направляется в сепараторы-деэмуль-
саторы 12. В сепараторах-деэмульсаторах 12 нагревается эмуль-
сия за счет теплоты, получаемой от стенок жаровых труб при
сжигании газа в топке. Для интенсификации разрушения эмуль-
сии в системе теплообменники 11 — деэмульсаторы 12 на прием
центробежного насоса 9 дозировочным насосом 10 подается ПАВ..
'Выделившийся при нагреве из нефти газа в деэмульсаторе 12
отводится на эжектор 14 и транспортируются на ГПЗ.
Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давле-
нием подается в межтрубное пространство теплообменников 11
для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих тепло-
обменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается,
а холодная (сырая нефть) нагревается. Охлажденная нефть на-
правляется в каплеобразователь 13, где происходит дополнитель-
ное отделение нефти от воды, поступающих в отстойники 15. Из
отстойников 15 вода сбрасывается через теплообменники 11, в ко-
торых пресная вода нагревается, а затем поступает на прием на-
соса 19. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий
для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и «вымы-
вания» оставшихся в нефти солей. Обессоленная нефть в виде
смеси с пресной водой поступает в товарные резервуары 17 для
разделения (отстоя). Нефть из товарных резервуаров, имеющих
плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18
и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. Для интен-
сификации разрушения нефтяной эмульсии из отстойников 15 и
139
деэмульсаторов J2 по водопроводу 20 перед регулируемым шту-
цером 4 вводится теплая пластовая вода, содержащая ПАВ.
Пластовая вода из сырьевых резервуаров 6 и резервуара-от-
стойника 8 сбрасывается в резервуар 22 для окончательного
отстоя ее от капелек нефти. Скопившаяся в резервуаре 22 нефть
самотеком поступает в емкость 23, из которой забирается насо-
сом 24 и подается в сепаратор 5.
На рисунке резервуары 6, 8 и 22 имеют отметки рельефа
местности соответственно ±0, —6 и —15 для того, чтобы жидкость
самотеком транспортировалась из одного резервуара в другой.
Если отметки рельефа местности равны или не соответствуют
указанным, то для транспортирования жидкостей из одного резер-
вуара в другой следует устанавливать насосы.
Пластовая вода из резервуара 22 перекачивается насосом 21 и
попадает на КНС, а из последней—‘ В нагнетательные или погло-
щающие скважины.
<^Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней
стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно,
что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстой-
ники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше
тратились большие суммы денег и много времени.
Кроме того, в описанных установках нефть и вода не контак-
тируют с кислородом воздуха и исключено газовое пространство
в резервуарах, благодаря плавающим крышам, а это значит, что
в какой-то мере снижена интенсивность коррозии оборудования
и исключены потери легких фракций нефти (см. с. 124).
На поздней стадии разработки месторождений, применяя
внутритрубную деэмульсацию (см. с. 93), можно получить раз-
рушенные нефтяные эмульсии в самой нефтесборной системе,
тогда, естественно, отпадает необходимость в установке теплооб-
менников 11, сепараторов-деэмульсаторов 12, каплеобразовате-
лей 13 и отстойников 15, что существенно сокращает расходы на
подготовку нефти и воды. Внутритрубная деэмульсация целесооб-
разна на месторождениях со сравнительно легкой нефтью, лишен-
ной или имеющей небольшой процент асфальтенов и смол, а также
с пластовой водой, водородный показатель которой pH = 7,5 и
выше, т. е. в щелочной среде. Подготовка нефти и воды осу-
ществляется по очень простой схеме, без подогрева нефтеводяной
смеси, а разделяется эта смесь на нефть и воду в сырьевых ре-
зервуарах 6, резервуарах-отстойниках 8 и товарных резервуа-
рах 17.
§ 4. УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ПРЕСНЫХ ВОД
Как отмечалось выше, поддержание пластового давления в
нефтяном месторождении может осуществляться также путем на-
гнетания в скважины пресных вод из рек, озер и водохранилищ.
Для поддержания пластового давления часто используются также
пресные грунтовые воды, получаемые из артезианских скважин и
-140
из подрусел рек. Большим преимуществом грунтовых вод является
то, что состав их практически не меняется по сезонам года, они
содержат мало взвешенных твердых частиц и могут использо-
ваться для заводнения без очистки.
Воды рек и озер значительно уступают по качеству грунтовым
водам (особенно в весеннее время года) и подлежат обработке
на водоочистных станциях.
Рис. 68. Схемы водозаборов.
а — подрусловый водозабор: / —обсадная труба (диаметром 300 мм); 2 —подъемная колон,
на (диаметром 200 мм); 3 — гравийный фильтр; 4 — вакуумкотел; 5 — вакуумкомпрессор;
б, 9 — насосы; 7 — шахта (глубиной 3—4 м); 5 —резервуар чистой подрусловой воды;
й — водозабор открытого водоема: / — прием насоса для загрязненной воды; 2 — приемная
труба; 3 — площадка для наблюдений; 4 — сваи для площадки
Рис. 69. Типовая схема водоочистной станции пресной воды.
/ — насосная станция первого подъема; 2 —дозатор коагулянта; 3 — смеситель; 4 — освет-
литель (отстойник); 5 — песчаный фильтр; 6 — резервуары чистой воды; 7 — насосная стан-
ция второго подъема; 8 — насос для промывки фильтра; 9 — стояк для сброса грязной
воды; 10 — лоток
В практике заводнения продуктивных пластов большое рас-
пространение получили подрусловые водозаборы и водоочистные
станции.
На рис. 68 приведены схемы подруслового и открытого водо-
забора, а на рис. 69 водоочистная станция для подготовки к за-
качке пресной воды.
Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки бурят
неглубокие скважины (20—30 м) и обсаживают их трубами 1
диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2.
141
Водозаборные скважины могут работать как на самоизливе (си-
фон), когда уровень воды в реке выше, чем уррвень в резер-
вуаре 8, так и за счет поддержания в вакуумкотле 4 постоянного
вакуума, равного 600 мм рт. ст., или вертикальных погружных
центробежных электронасосов марки ATH, 12НА и др.
Загрязненная вода из реки фильтруется через песчаный пласт,
где она очищается от взвешенных частиц, а затем поступает в
скважину. Из скважины чистая вода под действием разности
Рис. 70. Схема законтурного заводнения Бавлинского место-
рождения нефти.
К — кустовые насосные станции (КНС); М — магистральный кольце-
вой водовод; П — подрусловые скважины; / — нагнетательные скважи-
ны; 2 — эксплуатационные скважины
уровней в реке и в резервуаре, а также вакуума, создаваемого
вакуумкомпрессором, поступает в вакуумкотел 4, а из него насо-
сом 6 откачивается в резервуар чистой воды 8. Насосами 9 чистая
вода забирается из резервуара 8 и нагнетается в магистральный
водовод, проложенный по территории месторождения. От маги-
стрального водовода вода подходит к отдельным КНС, а от них
в нагнетательные скважины (рис. 70).
В открытых водозаборах (см. рис. 68, б) загрязненная вода
из реки по трубе 2 поступает на насосную станцию первого
подъема 1 (см. рис. 69). Из насосной станции первого подъема
загрязненная вода поступает в смеситель 3, куда одновременно
дозатором 2 непрерывно подается коагулянт (сернокислый алюми-
142
ний A^SOJalSHjO или железный купорос FeSO4. Из смесителя 3
загрязненная вода вместе с коагулянтом поступают в осветлитель
(отстойник) 4, где в результате реакции образуется гидроокись
алюминия А1(ОН)3 или гидроокись железа Fe(OH)g, которые
осаждаются в виде хлопьев, увлекая за собой механические ча-
стички, содержащиеся в воде. Из осветлителя 4 в основном очи-
щенная вода поступает дополнительно на попеременно работаю-
щие песчаные фильтры 5, а из них самотеком в резервуары
чистой воды 6. Из резервуаров 6 вода поступает на приемы насос-
ной станции 7 второго подъема, из которой она транспортируется
в магистральный водовод, а затем через КИС в нагнетательные
скважины.
На рис. 70 приведена принципиальная схема законтурного за-
воднения Бавлинского месторождения с подрусловыми водозабор-
ными скважинами, пробуренными на берегу реки Ик.
Такая схема заводнения работает следующим образом. Чистая
вода из подрусловых скважин П поступает в вакуумкотлы (см.
рис. 68, поз. 4), из которых забирается насосами 6 и подается
в резервуары 8. Из резервуаров 8 чистая вода забирается насо-
сом 9 и подается в магистральный водовод М (см. рис. 70), от-
куда она подводится к автоматизированным кустовым насосным
станциям (КНС), работающим без обслуживающего персонала.
Из КНС, где могут устанавливаться центробежные электронасосы
различных марок, чистая вода под высоким давлением 14,7—
19,6 МПа (150—200 кгс/см2) подается к нагнетательным сква-
жинам 1.
Контроль и регулирование продвижения контура нефтеносности
при нагнетании воды в пласт осуществляются путем анализа на
обводненность проб нефти, поступившей на поверхность, и регу-
Таблица 1
Основные характеристики центробежных насосов,
применяемых для нагнетания воды в пласт
Характеристика насоса
Марки
Подача, м3/ч............
Полный напор, м ст. жид-
кости . •.................
Мощность двигателя, кВт .
Число оборотов в минуту .
Число ступеней............
Масса, кг.................
75—300
50—660
19—840
2950
2—11
400—3300
240—300
310—420
350—500
2950
150
1000—2000
700—1400
2980
8-16
4080—5570
105
98—490
2950
2-10
150
1500
1060
2950
10
* Согласно ГОСТ 10407—70, с. 1/VII 1971 г. выпускаются насосы от ЦНС-8-50 до
ЦНС-500-1300 (последняя цифра означает давление в кгс/см2).
143
лированием давления и расхода воды на устьях нагнетательных
скважин при помощи задвижек или штуцеров.
Для нагнетания воды в пласт применяются центробежные
электронасосы различных марок, основные характеристики кото-
рых приведены в табл. 1.
§ 5. БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС)
В настоящее время кустовые насосные станции строятся по
типовым проектам, разработанным институтом БашНИПИнефть.
Блочные типовые кустовые насосные станции (БКНС) в зави-
симости от числа установленных насосов (от 2 до 4) имеют произ-
водительность 3600, 7200 и 10 800 м3/сут воды.
резервуары
Рис. 71. Схема блочной кустовой насосной станции (БКНС).
/ — магистральный водовод: 2 — приемный коллектор; 3—центробежные
насосы; 4 — электродвигатели; 5 — дистанционно управляемые задвижки;
6 — высоконапорный коллектор; 7 — расходомеры; 8, 9 —задвижки; 10—
сборный коллектор для грязной воды
Блочные кустовые насосные станции отапливаются теплом,
выделяемым электродвигателями, или электрическими печами.
Схема блочной кустовой насосной станции приведена на рис. 71.
Она работает следующим образом. Из магистрального водовода 1
вода под давлением порядка 3 МПа поступает вначале в прием-
ный коллектор 2, а затем в центробежный электронасос 3, который
приводится в движение электродвигателем 4. Пройдя насос 3 и
дистанционно управляемую задвижку 5, вода попадает в высоко-
напорный коллектор 6 (16—20 МПа), из которого через задвиж-
ки 9 и расходомеры 7 (дифференциальные манометры ДП-530)
она нагнетается в скважины.
144
Для очистки фильтра нагнетательных скважин, основанной
на самоизливе, открываются задвижки 8 и закрывается задвиж-
ка 9, и грязная вода сбрасывается по сборному коллектору 10
в пруд-отстойник (на рисунке не показан).
Глава IX
ПРОЕКТЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО
ГАЗА
И СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для каждого вновь открытого газового месторождения, как и
для нефтяного, составляется два проекта: проект разработки или
технологическая схема разработки и проект обустройства. В про-
екте обустройства кроме вопросов, связанных с эксплуатацией
месторождения, должны предусматриваться вопросы строитель-
ства дорог, материально-технической базы, жилых домов и т. д.
Первым составляется проект разработки.
Для рационального составления проекта разработки газового
месторождения проектная организация должна располагать сле-
дующими основными данными: 1) площадью и конфигурацией
этой площади, а также мощностью продуктивных коллекторов;
2) запасами газа и количеством конденсата (сырого и стабиль-
ного) в 1 м3 газа при различных давлениях и температурах и их
составом, т. е. иметь изотермы конденсации *; 3) проницаемостью
продуктивных пластов; 4) характером залегания газоконденсатной
залежи и наличием в ней тектонических нарушений; 5) количест-
вом пропана, бутанов и жидких углеводородов (С5 + ), остающихся
после сепарации в природном газе; 6) давлением максимальной
конденсации; 7) составом пластового газа и потенциальным со-
держанием в нем жидких углеводородов (С5+); 8) давлением
начала конденсации в пласте; 9) потерями конденсата в пласте
при разработке его без поддержания давления за весь срок
эксплуатации; 10) наличием в газе сероводорода, углекислого газа
и гелия; 11) количеством и составом конденсата, который будет
извлекаться из газа по мере падения давления в залежи на
протяжении всего периода ее эксплуатации.
Последний пункт нужно знать для того, чтобы решать вопрос
о его дальнейшем использовании в народном хозяйстве.
На основе перечисленных сведений по газовому месторождению
и по результатам глубокого анализа данных, полученных по экс-
плуатационным и разведочным скважинам, в проектах разработки
этого месторождения решаются следующие вопросы: 1) устанав-
1 Об изотермах конденсации и максимальном давлении конденсации
см. с. 169.
145
ливается режим работы месторождения (водонапорный, газовый);
2) рассчитываются коэффициенты газоотдачи и конденсатоотдачи,
а также решается вопрос о целесообразности применения завод-
нения и процесса обратной закачки сухого газа в пласт с целью
увеличения конденсатоотдачи; 3) предусматривается рациональная
система размещения эксплуатационных, пьезометрических (для
прослеживания за изменением уровня жидкости), наблюдатель-
ных и разведочных скважин на месторождении и темпы их раз-
буривания; 4) рассчитывается динамика изменения дебитов газа
эксплуатационных скважин и пластового давления; 5) составляется
несколько вариантов разработки месторождения и на основе тех-
нико-экономического сравнения этих вариантов принимается наи-
выгоднейший из них (оптимальный).
Основное назначение проекта разработки газового и газо-
конденсатного месторождения — обеспечение запланированной до-
бычи газа и конденсата при минимальных затратах на 1000 м3
газа и 1 т конденсата и максимальное извлечение газа и конден-
сата из недр.
§ 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ
ПРОЕКТА ОБУСТРОЙСТВА
Для составления проекта обустройства газового или газокон-
денсатного месторождения проектная организация (институт)
руководствуется прежде всего проектом разработки, в котором
заложены основные исходные данные. Вместе с этим проектная
•организация должна учитывать наличие трубопроводов и поло-
жение основных объектов промысла (сепарационных установок),
которые ранее использовались при эксплуатации разведочных
скважин, т. е. объектов, применявшихся в начальный период
эксплуатации.
Таким образом, на основании данных проекта разработки и
в полном соответствии с ним проектная организация (тот же
•институт) разрабатывает проект обустройства газового промысла.
В этом проекте намечаются системы сбора газа и конденсата и
рациональное размещение установок низкотемпературной сепара-
ции (НТС), установок осушки (от паров воды), установок очистки
•от сероводорода (H2S), углекислого газа (СО2), а также газо-
перерабатывающих заводов (ГПЗ).
§ 3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ПРОЕКТАМ
ОБУСТРОЙСТВА ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА
К основным требованиям, предъявляемым к проектам об-
устройства относятся: 1) обеспечение сбора и подготовки к транс-
портировке запланированного количества газа и конденсата;
2) предупреждение образования и отложения гидратов в сква-
жинах и в шлейфах путем подачи в них ингибиторов; 3) совмест-
ная транспортировка газа и конденсата (если последний имеется)
346
по шлейфам, идущим от каждой скважины до групповых пунктов-
сбора газа (ГПСГ); 4) замер газа и конденсата на ГПСГ по
каждой в отдельности скважине; 5) осушка газа от паров водьг
на ГПСГ или на промысловых газораспределительных станциях
(ПГРС) и окончательное отделение конденсата в установках НТС
или установках адсорбции и абсорбции; 6) передача осушенного
газа на головную компрессорную станцию (КС), а конденсата на
газофракционную установку (ГФУ) для получения из него про-
пан-бутанов и газового бензина.
Технологические установки подготовки природного газа пред-
ставляют собой комплекс оборудования и аппаратов, в которых,
совершаются осушка (от паров воды) и очистка (от H2S и СО2)
газа и выделение углеводородного конденсата.
§ 4. СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Сбор, транспортировка и подготовка газа и конденсата на
газовых месторождениях существенно отличаются от сбора, транс-
портирования и подготовки нефти, газа и воды на нефтяных
месторождениях. Основное отличие прежде всего сводится к тому,
что на нефтяных месторождениях мы имеем дело с добычей и
транспортировкой вязких эмульсий по трубопроводам, а на газо-
вых месторождениях — с добычей и транспортировкой «чистых»
(сухих) газов или газоконденсатных смесей.
На нефтяных месторождениях при добыче и транспортировке
продукции скважин возникает значительно больше сложных проб-
лем, чем на газовых и газоконденсатных месторождениях, о кото-
рых речь будет идти ниже.
Сбор газа на газовом месторождении осуществляется с целью
подачи на головную компрессорную станцию, которая подает его
затем в магистральный газопровод, ведущий к потребителям, с
возможно меньшими гидравлическими потерями.
Элементы газосборной сети являются общими для разных
месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводя-
щих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек
газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газо-
сборных пунктов (ПГСП) (см. рис. 72, а, б, в, г).
Форма газосборных коллекторов зависит прежде всего от кон-
фигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), от раз-
мещения скважин на ней, от числа и характеристики продуктивных
горизонтов и принятой схемы осушки, очистки и учета газа по
скважинам. Название газосборной системы определяется обычно
формой газосборного коллектора. Если газосборный коллектор
представляет собой одну линию, схема сбора называется линей-
ной (рис. 72, а). Когда газосборные коллекторы сходятся в виде
лучей к центральному сборному пункту, схема носит название
лучевой системы (см. рис. 72,6). При кольцевой си-
стеме газосборный коллектор огибает площадь газоносного ме-
147
сторождения (см. рис. 72, в). Групповая система сбора
применяется при наличии на промысле групповых пунктов сепа-
рации газа (рис. 72, г).
Та или иная система сбора выбирается исходя из следующих
основных соображений: 1) бесперебойной подачи газа потребите-
лям; 2) маневренности; 3) удобства обслуживания газосборной
сети; 4) минимальных расходов на ее сооружение и эксплуа-
тацию.
Рис. 72. Системы сбора газа.
а — линейная; б — лучевая; в — кольцевая: г — групповая; / — скважина:
2 — шлейфы; 3 — отключающие задвижки; 4 — газосборный коллектор;
5 — контур газоносности месторождения- 6 — промысловая газораспредели-
тельная станция (ПГРС)-, 7 — головные сооружения-, 8 —групповые пункты
сбора газа (ГПСГ); 9 — конденсатопровод; МГ — магистральный газопровод
Кольцевая система сбора газа более маневренна, так как при
аварии на каком-либо участке этой системы перекрытием отклю-
чающих задвижек можно обеспечить бесперебойную работу всей
газосборной сети. Другие системы сбора газа этому условию не
удовлетворяют.
Однако с точки зрения удобства обслуживания скважин, сепа-
раторов и применения средств автоматики групповая система сбора
более предпочтительна. При этом применяют шлейфы высокого
давления и сравнительно малого диаметра (100—150 мм). При
малом числе скважин на месторождении групповая система сбора
газа превращается в бесколлекторную.
Для многопластовых месторождений, пласты которых имеют
разные пластовые давления, часто применяют раздельный сбор
газа по разным газосборным сетям. Разные газосборные сети
строят также в случае, если газ одного из продуктивных гори-
зонтов содержит в себе большое количество конденсата, сероводо-
род или углекислый газ.
148
Глава X
гидравлический расчет газопроводов
§ 1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОСТЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
Движение газа по газопроводам сопровождается потерей дав-
ления, которое расходуется на преодоление сопротивлений, воз-
никающих при этом движении.
Согласно нормам на проектирование потери давления в газо-
сборной системе не должны превышать 5% от давления на устье
скважины (фонтанной елке). Давление газа на устье работающей
скважины может достигать 50 МПа (500 кгс/см2), в то время
как на нефтяных месторождениях оно очень редко превышает
5 МПа.
Основная формула при установившемся изотермическом (t =
= const) движении газа по горизонтальному простому газопроводу
имеет следующий вид:
0^1/fryg, (150)
где G — массовый расход газа, кг/с; pi и рч — соответственно
давление в начале и в конце газопровода, Па; D — внутренний
диаметр газопровода, м; Т — абсолютная температура, К (Т —
= 273,16 + 0; z — коэффициент сжимаемости газа; L — длина газо-
провода, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления;
7?г— газовая постоянная, Дж/(кг-К).
Из уравнения состояния газа и воздуха имеем
ЯгРг = Яврв. (151)
Отсюда
7?г = Лв+в = , (151а)
Рг р
где р — относительная плотность газа по воздуху (р = рг/рв)-
Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям,
у _ G . _
Pct PPb
Подставляя в данную формулу значение G из формулы (150)
и значение RT из формулы (151а), получим
V = K0D'i' 1/ , (152)
V Х.ргТТ.
где
Ко = —-----(152а)
4 Рв ]/RB
149
Для стандартных условий (/ = 20° С; р = 760 мм рт. ст.)
рв = 1,205 кг/м3 и 7?в = Ro/M = 8314,3/28,96 = 287 Дж/(кг-К).
Подставляя эти величины в (152а), получим
/<0 = 3,87-IO'2.
Для нормальных условий (/ = 0°С; р = 760 мм рт. ст.)
рв = 1,293 кг/м3, RB = 287 Дж/(кг-К), = 3,59-10'2 .
Таким образом, формулу• (152) для объемного расхода газа
(в м3/с) запишем в виде:
для стандартных условий
V = 3,87-IO-2-1/ р'^р2 . (153)
V k-pzTL
для нормальных условий
/ (р? — р?) D5
V = 3,59-10-2 |/ ' _ 27— . (154)
г l.pzTL
Коэффициент гидравлического сопротивления в данных фор-
мулах X принимается на 5% выше коэффициента сопротивления,
трения, т. е.
X = 1,05%тр,
а коэффициент сопротивления трения равен
. 0,03817
Лтр ~ р0.2
(155)
где D — внутренний диаметр трубопровода, мм.
Для определения длины промыслового газопровода (в м) при
известных значениях V, D и Др формула (154) преобразуется
L (3,87.10-2)2Р^(р2-р2)
— /.ТУ2 гр
Диаметр газопровода
_ _ 1
D _ Г 104XpzTV2Z. V
~ [ 3,872 (р2-р2)
(156)-
(157>
Конечное давление р2 (в Па) при известном начальном дав-
лении pi определяется так:
7.pzTV2L-104
3.87D5
150
§ 2. ЖИДКОСТНЫЕ И ГИДРАТНЫЕ ПРОБКИ В ГАЗОПРОВОДАХ,
СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УСТРАНЕНИЯ
Как природный, так и нефтяной газы содержат пары воды,
количество которой определяется по номограмме, приведенной на
Пары воды могут насыщать газ до определенного давления,
равного давлению насыщенного водяного пара при данной тем-
пературе. Это предельное содер-
жание водяных паров при данной
температуре называется точкой
росы. Если содержание водя-
ных паров превышает этот пре-
дел, то начинается их конденса-
ция, т. е. переход в жидкое со-
стояние.
Принято различать абсолют-
ную и относительную влажность
газа. Под абсолютной
влажностью понимают массо-
вое количество водяных паров,
содержащихся в 1 м3 газа при
нормальных условиях. Массовое
количество водяного пара в газе
выражается в г/м3 или в кг на
1000м3 газа. Под относи-
тельной влажностью пони-
мается отношение фактически со-
держащегося в газе водяного
пара к максимально возможному
VI,kI1000m3
-Ц) - 20 n ZB W» КП 80100 100 t°t
его содержанию при данных тем-
пературе И давлении. Относитель- Рис. 73. Номограмма для определе-
ную влажность определяют как ния содержания паров воды в газе
отношение парциального давле-
ния находящегося в газе водяного пара р к давлению насыщен-
ного водяного пара Р при данной температуре, т. е. ор = р/Р, или
<р = (р/Р) 100%
где <р — относительная влажность газа; р— парциальное давление
находящегося в газе водяного пара, Па (1 мм рт. ст. = 133,3 Па);
Р — давление насыщенного водяного пара при данной темпера-
туре, Па.
Для насыщенного водяного пара
ф = р!Р = 1,
поэтому влажный газ называется насыщенным, когда он содержит
максимально возможное количество водяного пара при данной
температуре.
151
При движении нефтяного и природного газа по газосборным;
сетям всегда происходит падение температуры и давления, сопро-
вождающееся выделением углеводородного и водного конденсата.
Углеводородный и водный конденсат в пониженных местах
газопровода образует жидкостные пробки, сильно снижающие про-
изводительность этих газопроводов. Кроме того, при определен-
Рис. 74. Равновесные условия начала
образования гидратов для газов раз-
личных относительных плотностей
ных термодинамических условиях:
газы в контакте с водным кон-
денсатом могут образовывать
гидраты, которые, отлагаясь на
стенках труб, уменьшают сечение
газопровода и снижают его про-
изводительность.
Гидраты по внешнему виду
похожи на рыхлый снег с желто-
ватым оттенком. Гидраты могут
образовываться в газосборных
сетях как при отрицательных,
так и при положительных (до
22° С) температурах (рис. 74).
Гидраты индивидуальных углево-
дородов имеют следующие хими-
ческие формулы:
для метана и этана
СН4 6Н2О и С2Н6-8Н2О;
для пропана и бутана
СаН8- 17Н2О и С4Н10- 17Н2О
2| О 4 гж 14 4;
Гидраты относятся к неустойчивым соединениям и при неко-
торых условиях быстро разлагаются на газ и воду. Чем выше
давление газа в газопроводе и ниже его температура, тем
быстрее образуются и отлагаются на стенках труб гидраты.
Основным способом предупреждения образования гидратных
пробок является осушка нефтяного и природного газа от паров
воды, которая сравнительно полно рассмотрена на с. 167.
Для устранения образовавшихся гидратных
отложений применяются ингибиторы, которыми мо-
гут быть метанол1 СН3ОН, этиленгликоль (ЭГ), разбавленный
водой, диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ),.
30%-ный раствор хлористого кальция и т. д.
При выборе ингибитора гидратообразования одним из основных
критериев является величина понижения равновесной температуры
(рис. 75), которую определяют по формуле Гаммершмидта:
М (100 —с,) ’
1 Метанол СНзОН — древесный спирт, чрезвычайно ядовитый и опасный для
жизни людей.
152
где с-2. — массовая концентрация отработанного ингибитора, %;
М — молекулярная масса ингибитора; К — константа, опре-
деляемая экспериментально. Значения К и М приведены ниже.
Параметр СН3ОН ЭГ ДЭГ
К 1295 1220 2430
М 32 62 106
Рис. 75. График сниже-
ния температуры образо-
вания гидратов при при-
менении различных инги-
биторов в зависимости от
их концентрации.
1 — СаСЬ; 2 - СН3ОН; 3 -
ТЭГ; 4 - ДЭГ; 5 - ЭГ
Гидратные отложения можно ликвидировать также понижая
давление газа в газопроводе или, если это мероприятие малоэф-
фективно, подгревая его в местах образования отложений.
Расход ингибитора (в кг на 1000 м3 га-
за) для ликвидации гидратных отложений
в газопроводах определяется по формуле
q = Сг, (158)
ci ~~ ci
где W[ и 1^2 — соответственно содержание
влаги в газе до и после ввода ингибитора
в кг на 1000 м3 газа; С\ и с2— массовая
концентрация соответственно свежего и от-
работанного ингибитора.
Содержание влаги в газе до и после
ввода ингибитора определяется по рис. 73.
Оптимальная концентрация ингибитора
Ci, вводимого в поток газа, зависит от сте-
пени необходимого понижения температуры
гидратообразования и количества влаги
(воды), выделяющейся из газа. Минималь-
ный расход ингибитора достигается при
наивысшей возможной концентрации ci.
Обычно для метанола эта концентрация
составляет 93—95% масс. Для гликолей
допускаемая концентрация щ определяется
в основном двумя факторами: вязкостью, сильно возрастающей с
понижением температуры (например, при /=10° С вязкость
100%-ного ДЭГа равна 100 сП), и температурой застывания вод-
ных растворов. Для хлористого кальция допускаемая концентра-
ция обычно не превышает 30% масс., так как концентрация этого
ингибитора более 30% не дает заметного увеличения извлекаемой
из газа влаги.
Приведем пример расчета количества ингибиторов для следующих условий
движения газа по газопроводу: начальные давление газа в газопроводе
0,981 МПа (10 кгс/см2) и температура +25° С; конечные давление 0,1962 МПа
(2 кгс/см2) и температура 0°С; количество газа, транспортируемого по газопро-
воду, равно 900 тыс. м3/сут. Плотность газа по воздуху 0,7.
Решение. Согласно рис. 73, количество влаги в начале газопровода W\ =
= 2,2 кг на 1000 м3 газа, количество влаги в конце газопровода И72=2,0 кг на
1000 м3 газа. Разность U7,— tt-'2 дает количество воды, конденсирующейся из каж-
дых 1000 м3 газа:
ДЦ7 = W7! — ЦГ2 = 2,2 — 2,0 = 0,2 кг.
153
Температура начала образования гидратов определяется по рис. 74. Для
нашего примера она будет равна + 3,5е С. Понижение равновесной температуры
Д£, определяемое по рис. 75, для раствора CaClj составит
Л/= 3,5 — 0сС = 3,5°С.
По графику на рис. 75 (кривая /) находим, что для Д/=3,5°С концентра-
ция равна 10% масс. По уравнению (158) определяем удельный расход 30%-го
раствора:
0,2.10
<7 = 777--— = 0,2 кг/1000 Мз.
□и — 1 и
Суточный расход составит
<7сут = 0,2.900= 180 кг.
Определим количество ДЭГ, которое следует внести в поток газа для пре-
дотвращения образования гидратов, при условиях, рассмотренных выше.
Начальная концентрация ДЭГ с1 = 80%.
Для Д/ = 3,5°С по графику на рис. 75 (кривая 4) определяем £2=125% —
концентрацию отработанного ДЭГа, которую надо поддерживать для указанно-
го снижения температуры образования гидратов. По уравнению (158) опреде-
ляем удельный расход гликоля:
0,2-12,5
Я = яп---= 0,039 кг';1000 м3'
8U — 12 о
Суточный расход ДЭГ составит
t/cyT .— 0,039-900 = 35,1 кг.
Чтобы предотвратить образование жидкостных пробок в газо-
проводах, рекомендуется устанавливать на них сепарирующие
приспособления, называемые ка-
Рис. 76. Камера с разрывом струи
мерами с разрывом струи (рис.
76). Такие камеры широко при-
меняются в газовой промышлен-
ности. Их устанавливают обычно
на восходящем участке газопро-
вода.
Величина L в камерах с раз-
рывом струи принимается равной
14-1,2 м, а диаметр корпуса ка-
меры D= (10-415) d (d — внут-
ренний диаметр выкидной линии,
шлейфа), но не более 2 м.
§ 3. ПРИМЕНЕНИЕ ЭЖЕКТОРОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
На месторождениях природного газа в последнее время широко
применяют эжекторы на рабочее давление 5 и 8 МПа. Примерная
схема эжектора приведена на рис. 77.
Принцип работы эжектора состоит в следующем.
Газ высокого давления вначале поступает в патрубок 1, из
которого направляется в камеру высокого давления 2, а затем
154
через сопло 4 с огромной скоростью (30—50 м/с) «врывается»
в камеру смешения 5. За счет большой скорости газа, выходящего
из сопла 4, в корпусе 3 снижается давление и газ низкого дав-
ления интенсивно поступает в патрубок 7. В камере смешения
перемешиваются газы высокого п низкого давления и выравни-
ваются скорости перед диффузором 6. В диффузоре скорость газа
падает, а давление восстанавли-
вается за счет перехода основной
части кинетической энергии газа
(скоростной) в энергию давления
(потенциальной). Таким образом,
газ низкого давления, поступаю-
щий в патрубок 7, в диффузоре
6 увеличивает свое давление на
10—30%.
Рис. 77. Схема эжектора.
1 — патрубок для газа высокого давления;
2 — камера высокого давления; 3 — кор-
пус эжектора: 4 — сопло (может быть
сменное): 5 — камера смешения: 6 — диф-
фузор; 7 — патрубок для газа низкого
давления
Это дает возможность широ-
ко применять эжекторы на газо-
вых промыслах, где осуществля-
ется одновременно-раздельная
эксплуатация нескольких газовых
пластов с различными давлениями на устьях скважин. На га-
зонефтяных и нефтяных месторождениях эжекторы можно приме-
нять для транспортировки нефтяного газа, используя при этом газ
высокого давления из чисто газовых скважин или когда имеется
достаточная разность давлений в сепараторах (см. рис. 44, поз. 15).
Глава XI
СЕПАРАЦИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА ОТ УГЛЕВОДОРОДНОГО
КОНДЕНСАТА,
ВОДЫ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
§ I. ОСНОВНЫЕ ОТЛИЧИЯ СЕПАРАТОРОВ ДЛЯ НЕФТИ
И ПРИРОДНОГО ГАЗА
Сепараторы для природного газа отличаются от сепараторов
для нефти как режимами работы, так и конструктивными особен-
ностями.
Отличие заключается в том, что сепараторы по нефти проекти-
руются для пропуска больших количеств вязкой жидкости (нефти,
эмульсии) и сравнительно небольших количеств газа, в то время
как сепараторы для природного газа должны проектироваться для
пропуска больших количеств газа и небольших количеств мало-
вязкой жидкости (воды, углеводородного конденсата).
На с. 69 говорилось о том, что сепараторы по нефти должны
рассчитываться как по количеству капельной нефти, уносимой по-
током газа, так и по количеству пузырьков газа, уносимых пото-
ком нефти. Такие расчеты необходимо делать для того, чтобы
155
газопроводы не забивались нефтью, а в сырьевых и товарных ре-
зервуарах не скапливалось большое количество свббодного газа,
который может вызвать сильную загазованность территории, от-
равление людей (если в газе содержится более 0,1 мг/л сероводо-
рода) и создать взрывоопасную ситуацию.
Сепараторы для природного газа рассчитываются только по
газу, скорость которого должна быть такой, чтобы капельная
жидкость определенных размеров и частицы породы не выносились
за пределы сепаратора. Правда, на некоторых газоконденсатных
месторождениях имеет место в сепараторах незначительное насы-
щение пузырьками газа конденсата и вспенивание последнего, но
это, как правило, бывает очень редко и в основном за счет присут-
ствия вязкого ингибитора гидратообразования диэтиленгликоля
(ДЭГ). Поэтому производительность сепараторов для природного
газа по жидкости не рассчитывается.
Следует также помнить, что сепарация нефти и газа сопровож-
дается, как правило, пульсациями разной частоты и амплитуды
(см. с. 16), в то время как сепарация природного газа в аппара-
тах происходит спокойно и плавно.
Объяснение этому частично уже дано и заключается оно в том,
что соотношение газа и жидкости, поступающих в сепараторы, не-
одинаково: в нефтяные сепараторы поступает значительно больше
несжимаемой вязкой жидкости (нефть, эмульсия), в то время как
в сепараторы природного газа поступает в основном сжимаемая
очень маловязкая фаза (газ), в которой пульсации практически
не возникают.
§ 2. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ СЕПАРАТОРОВ
На промыслах природного газа применяют пока сепараторы
самых различных конструкций: вертикальные, горизонтальные и
шаровые с различным внутренним и наружным устройством.
Природный газ очищается в сепараторах от капелек жидкости
(углеводородный конденсат, вода) и частиц породы, выносимых
вместе с газом из скважин.
По принципу действия сил на указанные частицы (находящие-
ся в сепараторах) последние делятся на:
1) гравитационные, в которых капельки жидкости и частицы
породы оседают за счет сил тяжести;
2) инерционные, в которых указанные частицы оседают за
счет сил инерции;
3) насадочные, в которых используются силы адгезии (прили-
пания) ;
4) сепараторы смешанного типа, в которых для отделения
частиц и капелек жидкости используются все перечисленные в
п. 1, 2 и 3 силы.
Степень эффективности работы сепаратора КЭф, измеряемая
отношением фактически отсепарированного объема капельной
156
жидкости (q,b) к общему объему капельной жидкости, находя-
щейся в газе (^общ),
может достигать в отдельных
нице, т. е. 100%. Выражение
.. (159)
?общ
случаях величины, близкой к еди-
(159) можно представить иначе
Д' ___ 9общ --
ф
7общ
(160}
В этом случае, чем меньше правая часть формулы, тем эффек-
тивнее работа сепаратора.
Самой высокой степенью эффективности обладают, как прави-
ло, сепараторы насадочные (жалюзийные) и смешанного типа,
которые к тому же являются
технически более совершенны-
ми.
1. Гравитационные сепара-
торы. Использование в сепара-
торах только силы тяжести
оседающих частиц приводит к
тому, что размеры аппаратов
получаются очень большими, а
поэтому требуется значитель-
ный расход металла. В связи
с изложенным гравитационные
сепараторы практически не
выпускаются (без специаль-
ных отбойников).
2. Инерционные сепарато-
ры. В инерционных сепарато-
рах эффект осаждения из газа
капелек жидкости и частиц
породы достигается за счет ис-
пользования центробежных
сил. Такие сепараторы назы-
вают циклонными.
На рис. 78. приведена схе-
ма циклонного сепаратора
СЦВ-5 с разрывом струи, раз-
работанного во ВНЙИГазе.
Принцип работы циклонных и
Рис. 78. Циклонный сепаратор СЦВ-5
для природного газа.
а — общий вид сепаратора; 1—корпус се-
паратора; 2 — сливная трубка; 3—корпус
циклона; 4 — вывод газа из корпуса цик-
лона; 5 — камера разрыва; 6 — тангенци-
альный ввод газожидкостной смеси; 7 —
конденсатосборник; б — расчетная схема
сепаратора
гидроциклонных (см. рис. 33)
сепараторов одинаков.
Он основывается на том, что газожидкостный поток с большой
скоростью (10—25 м/с) вводится в тангенциальный патрубок 6,
имеющий небольшой наклон к горизонту. За счет центробежной
силы тяжелые капельки жидкости осаждаются на стенке корпуса
циклона <3 и в виде пленки стекают вниз, а газ, более легкий, чем
жидкость, отжимается к центру циклона.
157
В этом заключаются по существу сходство принципа действия
циклонного и гидроциклонного сепаратора. Однакб циклонные
сепараторы существенно отличаются от гидроциклонных сепара-
торов. Это отличие заключается в том, что в циклонном сепарато-
ре предусмотрено резкое снижение скорости жидкости, не успев-
шей осесть в корпусе циклона 3 и унесенной потоком газа по
трубке 4, которая оседает и по сливной трубе 2 направляется в
конденсатосборник 7.
Рис. 79. Общий вид сепаратора природного газа с жалю-
зийной насадкой (а) и схема жалюзийной насадки (б).
/ — патрубок; 2 — корпус сепаратора; <3 — перфорированная перего-
родка; 4 — люк для монтажа насадки; 5 — насадка жалюзийная:
6 — газоотводный патрубок; 7 —сливной патрубок; 8 — конденсато-
сборник; 9 — перегородка — успокоитель уровня; 10 — поплавковая
камера; 11— исполнительный механизм; б — движение капельки
жидкости между пластинами жалюзи
Описанные сепараторы широко применяются на газовых и га-
зоконденсатных месторождениях.
На рис. 79,а приведена схема сепаратора насадочного типа
с жалюзийной насадкой.
Работает данный сепаратор следующим образом. Газ поступает
сначала в патрубок 1, затем попадает на перфорированную пере-
городку 3, служащую для выравнивания скорости потока.
Затем газ проходит жалюзийную насадку 5, в которой задержи-
вается основная масса капель жидкости, несущихся потоком газа.
На жалюзи прилипшие капельки жидкости образуют пленку, ко-
торая стекает в поддон, а затем через сливной патрубок 7 попа-
дает под уровень конденсатосборника 8. Во избежание колебания
уровня жидкости в поплавковой камере 10 устанавливается глу-
хая перегородка 9. Жидкость из конденсатосборника 8 сбрасы-
вается через исполнительный механизм 11, а газ — через газо-
отводный патрубок 6.
На рис. 79, б приведены вид сверху двух пластин жалюзийной
насадки и траектория капли жидкости, движущейся между этими
пластинами.
Частицы жидкости, содержащиеся в потоке газа, проходящем
между пластинами, ударяются о них и прилипают. По мере накоп-
158
ления капелек на пластинах, жидкость стекает и виде пленки в
нижнюю часть сепаратора, о чем уже говорилось. Пластины жа-
люзи не должны создавать больших гидравлических сопротивле-
ний потоку и, кроме того, должны иметь достаточно развитую
поверхность, чтобы максимально «улавливать» капельную жид-
кость. Чем больше скорость потока газа между пластинами, тем
эффективнее «улавливаются» капельки жидкости.
Однако чрезмерное увеличение скорости потока газа (>1 м/с)-
приводит к срыву с поверхности пластин пленочной жидкости, ее-
дроблению вновь на капельки и, как говорят, вторичному уносу.
Поэтому в жалюзийных сепараторах скорость газового потока не-
должна превышать 0,7 м/с.
Имеются также сепараторы других типов, например сеточные,
работа которых основана на том же принципе, что и жалюзий-
ных, и поэтому они здесь не приводятся.
§ 3. РАСЧЕТ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕПАРАТОРОВ ПО ГАЗУ
При расчетах сепараторов принимаются следующие допущения:
1) скорость движения капельной жидкости и частиц породы в по-
токе газа постоянна, а это может быть в том случае, когда сила
тяжести частицы равна силе сопротивления ее движению; 2) все-
частицы в сепараторах имеют шарообразную форму; 3) движение
частиц и капельной жидкости свободно, т. е. на них не влияют
другие частицы и 4) движение газа в сепараторе установившееся,
т. е. такое, когда в любой точке сепаратора независимо от време-
ни скорость газа остается постоянной, но по абсолютному значе-
нию может быть разной.
1. Гравитационные сепараторы. Для определения скорости
осаждения частиц и капельной жидкости в потоке газа гравита-
ционного сепаратора принимается формула Стокса (Re=l)
d2 (Рч — Рг) g
18[ir
(161)
Для частиц диаметром от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения
определяется формулой (l<Re</103)
Осаждение частиц размером более 0,8 мм происходит согласно
формуле Ньютона — Ритингера (103<Re<405)
= 1 741/ d -р'' ~~ Pr) g
' рг
(163)
Максимальный (критический) диаметр осаждающихся капель,
определяется по формуле
(164)
159
В формулах (161) — (164) обозначены: d — диаметр части
(капель), м; рч и рг — плотность соответственно частиц и газа в
рабочих условиях, кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2;
jir — динамическая вязкость газа, Па-с.
На рис. 80 приведены характерные кривые работы гравитацион-
ных сепараторов.
Из рисунка видно, что гравитационные сепараторы могут ра-
ботать удовлетворительно только при низких скоростях потока
Рис. 80. Характерные кривые работы
гравитационных сепараторов.
а—оптимальные скорости движения газа;
б—степень очистки газа от капельной жид-
кости в зависимости от скорости и давления
газа и малых давлениях в се-
параторе. Чем больше давле-
ние газа в сепараторе, тем
хуже степень очистки газа
(см. рис. 80, б). Такая зако-
номерность получается из фор-
мулы Стокса (161), ибо чем
больше давление в сепараторе,
тем больше плотность газа, а
следовательно, меньше ско-
рость осаждения капель в газе.
При плотности газа, равной
плотности жидкости, сепара-
ция газа от жидкости, согласно
формуле Стокса, не происхо-
дит.
Практикой установлено, что в гравитационных сепараторах оп-
тимальная скорость газа уОпт зависит в основном от давления в
сепараторе и определяется по следующей формуле:
^ОПТ Ц) р , ’
(165)
где pi — давление, равное 6 МПа; pz — давление от 6 до 0,1 МПа;
vQ — оптимальная скорость газа при определяемая опытным
путем.1
2. Осаждение частиц под действием центробежных сил (цик-
лонные сепараторы). В циклонном сепараторе сепарация капелек
жидкости от газа происходит под действием центробежных сил,
схема которых изображена на рис. 79, б [1].
В этом случае для расчета принимается формула (161) с заме-
ной ускорения свободного падения g на центробежное ускорение
<ц2г.
Тогда формула (161) примет вид:
для самых мелких частиц
^(Рч.-Рг)м2г (166)
ц 18цг v '
где Vu — скорость осаждения в поле центробежных сил, м/с;
— угловая скорость, 1/с; г — радиус вращения частицы, м;
160
для более крупных частиц
_ 0,153d1 -и р°'71 (со2г)0,71
Уц —
tf-43p?'29
для самых крупных частиц
•<Й2Г.
(167)
(168)
На практике гидравлический расчет циклонного сепаратора
сводится к определению диаметра циклона. Остальные размеры
принимаются конструктивно в зависимости от диаметра.
Диаметр циклона определяется по формуле
D = 0,02161/ , (168а)
V (Pt — PjPcpTcp
где D — диаметр циклона, м; V — дебит газа при стандартных
условиях, тыс. м3/сут; рг — плотность газа при стандартных усло-
виях, кг/м3; pi и р2 — потери давления в циклоне, Па; рср —
абсолютное среднее давление в циклоне, Па; Т и ТСр — абсолютная
(273 К) и стандартная (293 К) температура в циклоне; z— коэф-
фициент сжимаемости.
3. Сепараторы насадочного типа. Основной элемент сепарато-
ров этого типа — насадка. Широко распространены на практике,
как уже говорилось, жалюзийные насадки. Расчет сепараторов
жалюзийного типа сложен, и мы здесь его не приводим. Заинтере-
сованных в этом расчете отсылаем к работе [7].
§ 4. РАСЧЕТ СЕПАРАТОРОВ НА ПРОЧНОСТЬ
Сепараторы для природного газа иногда работают под очень
высоким давлением, что вызывает необходимость проверки их
расчета на прочность.
На рис. 81 показан горизонтальный цилиндрический сепаратор,
а также силы и напряжения, действующие на его стенки.
При работе сепаратора стенки и днища его подвергаются
действию равномерно распределенного избыточного давления р.
Силы F, действующие на днища, стремятся разорвать цилиндри-
ческую часть сепаратора по поперечному сечению в направлении
стрелок о2—о2.
Внутреннее давление в сепараторе, действующее на боковые
стенки, стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра, ука-
занным стрелками oi — Оь Описанная схема действия сил и дав-
лений приводится на рис. 81, а.
Обозначив соответственно средний диаметр, длину и толщину
стенки сепаратора через D, I, S, определим напряжения о2 и Oj,
возникающие в теле сепаратора при действии силы F и давле-
ния р.
6 Зак. 331 161
Силы, действующие на днища и растягивающие цилиндричес-
кую часть сепаратора вдоль образующих, равны (в Н):
г 4
Площадь /, воспринимающая эти силы
кольцо толщиной S и диаметром DBH:
f = xDBHS.
(169)
F, представляет собой
(170)
сепараторе.
6 — тангенциальные напряжения,
Рис. 81. Схема действия сил в
а— внутреннее давление в корпусе сепаратор
действующие на стенки сепаратора
Отсюда напряжения ог — 02, действующие вдоль оси цилиндра,
будут равны
jiDbh
F
ст2 = —-
(171)
р—г~
n»DBH-S 4S
Тангенциальные напряжения oj можно найти, разрезав сепа-
ратор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть.
Расчетная схема определения тангенциальных усилий приведена
на рис. 81, б.
На диаметральную плоскость в оставленной части сепаратора
действует давление р.
Оно уравновешивается силами растягивающими материал
сепаратора в направлении, перпендикулярном образующим. Учи-
тывая условия равновесия, можно записать
pDcl = 2N.
(172)
Отсюда
2
(172а)
где N — в Н;
а тангенциальное напряжение
_ N _ рРс1 _ рРс
01 ~ ~Sl~ ~ 2SI “ 2S
(17J
162
Таким образом, расчет должен проводиться по напряжению
О1, так как оно в два раза больше <т2. В практических расчетах
напряжение oi заменяют допустимым напряжением R, вводят
коэффициент запаса прочности сварных швов <р и делают добавку
с на коррозию, в результате чего получают расчетные формулы
для определения толщины стенки S через внутренний, наружный
и средний диаметры:
s = _с' 2R<f — p s = —PD«— + с .. (174) 2Я<р + р S = A+c 2Я<р
Величина с принимается равной 2—3 мм. В формулах (174)
обозначены: S —толщина стенки, мм; р — давление в сепараторе,
Па; R— допустимое напряжение на разрыв для сталей, принима-
ется равным 1500 кгс/см2 (или 1500-9,81 • 104Па); <р — коэффи-
циент прочности сварного шва, принимается равным 0,85.
Расчет эллиптических днищ. Толщину эллиптических днищ
определяют по тем же формулам, что и толщину цилиндрической
части сепаратора (174) с той лишь разницей, что в числитель
этих формул вводят коэффициент перенапряженности (фактор
формы) у3, зависящий от отношения H/D (где Н — высота выпук-
лости эллиптического днища). Коэффициент перенапряженности
уй в практических расчетах обычно принимают равным 1,06.
Глава XII
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО
И НЕФТЯНОГО ГАЗА
К ТРАНСПОРТИРОВКЕ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА
К ТРАНСПОРТИРОВКЕ
Природный газ, добываемый из недр, и нефтяной газ, добы-
ваемый вместе с нефтью, может содержать в своем составе раз-
личное количество паров воды, воду в жидком состоянии, угле-
кислый газ СО2, сероводород H2S, азот N2 и гелий Не.
Гелий — весьма полезный и нужный для народного хозяйства
газ. Сероводород, углекислый газ и пары воды, содержащиеся в
природном и нефтяном газе, являются вредными примесями. При
сборе и транспортировке газа, содержащего углекислый газ и
сероводород, происходит сильная коррозия газопроводов и всего
сепарационного оборудования. Однако, если в газе содержится
б* 163
много сероводорода (3—5%), то из этого газа на специальных
установках получают кристаллическую серу, которая очень нуж-
на нашему народному хозяйству.
Содержание в газе паров воды и воды в капельном состоянии
также приводит к неприятным последствиям при сборе и тран-
спортировке этого газа. При контакте газа, имеющего высокое
давление, с водным конденсатом образуются гидраты, которые,
отлагаясь на стенках газопровода, уменьшают его пропускную
способность (см. главу X, § 2), а в некоторых случаях приводят
к полному прекращению подачи газа.
Вот почему приходится строить дорогостоящие установки и
тщательно очищать природный и нефтяной газ от сероводорода и
углекислого газа, а также проводить их осушку от паров воды
и углеводородного конденсата.
§ 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗОТЕРМАХ КОНДЕНСАЦИИ ПРИРОДНОГО
И НЕФТЯНОГО ГАЗА
Вновь открывае,мые в СССР месторождения природного газа
в большинстве являются газоконденсатными.
В газе газоконденсатного месторождения, как и в нефтяном
газе, от 75 до 95% составляет метан.
В состав газа газоконденсатного месторождения могут входить
углеводороды вплоть до С25, являющиеся
при нормальных условиях (/ = 0°С, р =
= 760 мм рт. ст.) жидкостями. Эти жидкие
углеводороды представляют собой ценное
сырье для получения газовых бензинов,
«сжиженных» газов и других химических
веществ. Вот почему из газа газоконден-
сатного месторождения стремятся выделить
различными методами как можно больше
жидких углеводородов. Эти методы рас-
сматриваются в § 4, 5, 6 данной главы.
Задачей настоящего параграфа является
выяснение условий, при которых природный
или нефтяной газ переходит в жидкое со-
также очень тяжелые
Рис. 82. Фазовая диа-
грамма этана
стояние, т. е. конденсируется.
Вначале рассмотрим поведение однокомпонентного газа, напри-
мер этана, фазовая диаграмма которого показана на рис. 82, в
зависимости от изменения давления и температуры. Из рисунка
видно, что при некоторых условиях этан может быть или в жидком
состоянии, или в газообразном. На этом рисунке приведена кри-
вая АС давления насыщенного пара, выше которой этан находится
в жидком состоянии, ниже — в газообразном. Для этана при ус-
ловиях давления и температуры, соответствующих кривой, жид-
кость и газ находятся в равновесии. При любых давлениях и
температурах, не соответствующих точкам этой кривой, этан
находится в однофазном состоянии — жидком или газообразном.
164
Следовательно, повышение давления выше кривой АС способству-
ет конденсации отдельно взятых углеводородов, а снижение дав-
ления ниже кривой АС, наоборот, способствует испарению, т. е.
превращению их в газ. Эти процессы будем называть прямыми
процессами.
Точка С на рис. 82, ограничивающая кривую давления насы-
щенного пара, является критической точкой системы.
Для однокомпонентной системы критическая точка определяется
наивысшими значениями давления и температуры, при которых
могут сосуществовать две фазы
(жидкая и газообразная).
При достижении температурой и
давлением значений, соответствую-
щих критической точке С системы,
исчезает граница между жидким и
газообразным состоянием вещества.
Выше этой точки вещество пред-
ставляет собой газ, который не мо-
жет быть превращен в жидкость
при любом давлении.
Совсем по-иному, чем отдельно
взятый компонент, будет вести себя
смесь компонентов природного газа,
если ее также подвергать сжатию в
какой-либо емкости, рассчитанной
на высокую температуру и давле-
Рис. 83. Диаграмма фазовых пре-
вращений газоконденсатных сме-
сей.
/ — жидкость; II — двухфазная об-
ласть; Ш — газ
ние.
Состояние смеси компонентов природного газа при воздействии
на нее различных температуры и давления изображается кривой
АВСЕД, представленной на рис. 83. Крайняя правая точка Е на
этом рисунке представляет температуру, выше которой существо-
вание жидкой фазы данной смеси невозможно. Ее обычно назы-
вают критической температурой конденсации
(Лщ.конд). Точка В представляет собой вторую критическую тем-
пературу данной смеси (/Кр.см). Таким образом, в отличие от одно-
компонентного чистого газа, имеющего одну критическую точку
С, смесь углеводородных газов имеет две критические точки. На
данном рисунке кривая АС—линия кипения. Выше этой линии —
одна жидкая фаза. Линия Сб'Ег'Д — линия конденсации. Правее
и ниже ее — одна газовая фаза. Внутри линии АСЕД — двухфаз-
ная область, т. е. область одновременного сосуществования жидкой
и паровой фазы.
Точка С — критическая точка. Точка Тк—критическая темпе-
ратура. Точка рк — критическое давление.
Рассмотрим уменьшение давления от точки а' при изотермиче-
ском процессе, т. е. когда t—const. В точке а' углеводородная
смесь находится в области газовой фазы. При уменьшении давле-
ния при неизменном составе смеси до точки б' не будет фазовых
изменений. В точке б' образуется первая капля жидкости. В этом
165
случае происходит процесс обратной конденсации,
т. е. при снижении давления образуется жидкая фаза. При даль-
нейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы
увеличивается и в точке Ь' достигает максимального значения.
Область Св'Еб'С называется областью обратной кон-
денсации, а линия Св'Е — линией давления макси-
мальной конденсации. При дальнейшем снижении давле-
ния от точки в' до точки г' ранее образовавшаяся жидкая фаза
будет уменьшаться в объеме, испаряться и в точке г' испарится
полностью. Дальнейшее падение давления от точки г' до точки е
не влечет за собой фазовых превращений; смесь углеводородов
находится в одной газовой фазе.
Процесс обратной конденсации происходит только в интервале
температур Тк ^кр.конд-
Теперь рассмотрим процесс изобарического (т. е. при р = const)
снижения температуры от точки а. В точке а газоконденсатная
смесь находится в жидком состоянии. При ее охлаждении до точ-
ки б фазовых переходов нет. В точке б образуется первый пузырек
газа. Образование газовой фазы при понижении температуры и
постоянном давлении называется процессом обратного
испарения. При дальнейшем снижении температуры от точки
б до точки в объем паровой фазы увеличится и в точке г достиг-
нет максимума. Область СвВбС называется областью обрат-
ного испарения, а линия ВвС — линией температур макси-
мального испарения. При дальнейшем понижении температуры
от точки в до г объем образовавшейся паровой фазы уменьшится,
паровая фаза конденсируется и в точке г сконденсируется полно-
стью. Обратное испарение происходит только в интервале измене-
ния давления рв — Рк-
Описанные процессы могут иметь место в продуктивных плас-
тах газоконденсатных месторождений. Эти месторождения, зале-
гающие на глубинах свыше 1500 м, характеризуются одно- или
двухфазным состоянием углеводородной смеси, высоким давлени-
ем и температурой, большим газовым фактором (от 1000 до
100 000 м3 газа на 1 м3 конденсата), наличием в конденсате
тяжелых углеводородов.
§ 3. ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА
ЗА СЧЕТ ДРОССЕЛЬ-ЭФФЕКТА
Большинство месторождений природного газа в начальный
период разработки имеет высокие пластовые давления, доходящие
в отдельных случаях до 60 МПа (600 кгс/см2).
Высокое начальное давление природного газа используется
в этих случаях для получения холода и выделения за счет этого
холода из газа влаги и углеводородного конденсата.
Холод при высоких давлениях природного газа получают на
специальных установках, называемых установками низкотемпера-
турной сепарации (НТС). В установках НТС отрицательные тем-
166
пературы создаются в результате дросселирования (понижения
давления) газа высокого давления в штуцерах.
Практикой установлено, что при дросселировании газа в
штуцере на 0,1 МПа (1 кгс/см2) температура газа в среднем по-
нижается на 0,3°С (коэффициент Джоуля — Томсона). Если, на-
пример, снизить давление природного газа при помощи штуцера
на 100 кгс/см2, то температура этого газа понизится на 30° С, в
результате чего из газа выделится значительное количество влаги
и углеводородного конденсата.
Вода
6 канализацию
Рис. 84. Схема установки низкотемпературной сепарации с
использованием дроссель-эффекта.
1 — шлейф или сборный коллектор; 2 — каплеотделитель; 3 — тепло-
обменники типа «труба в трубе» (газ—газ); 4 — штуцер; 5 —низко-
температурный сепаратор; 6 — коллектор-распределитель газа с низкой
температурой (отрицательной); 7 — дозировочный насос для подачи
ингибитора с целью предотвращения гидратообразования; 8 — штуце-
ры, понижающие давление в конденсатосборниках; 9 — конденсато-
сборники; 10 — конденсатопровод на промысловую газораспределитель-
ную станцию (ПГРС); // — трубопровод, транспортирующий ДЭГ на
установку регенерации; 12 — измерительная шайба для сухого газа;
/<3 — коллектор сухого газа, идущий на головные сооружения
В газовой промышленности применяются две основные схемы
нтс.
В первой схеме, приведенной на рис. 84, не допускается обра-
зования гидратов до штуцера 4.
Установка НТС, приведенная на рис. 84, работает следующим
образом. Газ из шлейфов 1 под высоким давлением поступает в
каплеотбойник 2, где освобождается в основном от воды. Затем
газ проходит смеситель С и вместе с ДЭГом подается в теплооб-
менник типа «труба в трубе» 3, где предварительно охлаждается
холодным газом, поступающим из низкотемпературного сепарато-
ра 5. Предварительно охлажденный газ высокого давления реду-
цируется в штуцере 4 до давления максимальной конденсации1,
в результате чего резко понижается его температура. При резком
понижении давления и температуры газа из последнего выделя-
ется вода и углеводородный конденсат, которые постепенно на-
О давлении максимальной конденсации см. с. 169.
167
капливаются в конденсатосборнике низкотемпературного сепара-
тора 51. .
Смесь воды с ДЭГом и жидкими углеводородами поступает
через исполнительный механизм на сепараторе 5 и штуцер 8 в
первый конденсатосборник 9, где ДЭГ отделяется от углеводород-
ного конденсата. ДЭГ по трубопроводу 11 под собственным дав-
лением (5 МПа) поступает на установку регенерации (см. рис. 86),
а углеводородный конденсат последовательно проходит конденса-
тосборники 9, в которых его давление постепенно снижается за
счет редуцирования в штуцерах 8. Постепенное (а не резкое)
снижение давления углеводородного конденсата проводится с
целью получения максимального выхода стабильного конденсата.
Если же конденсат, полученный в сепараторах при глубоком
охлаждении газа, подвергнуть стабилизации путем резкого сниже-
ния давления, т. е. конденсат из сепаратора сразу направить в
емкость под атмосферным давлением, то выход стабильного кон-
денсата в данном случае может оказаться значительно меньшим,
чем даже при обычном (плюсовом) охлаждении газа в сепарато-
рах. Такое положение объясняется тем, что при резком снижении
давления из конденсата будут прежде всего бурно выделяться
легкие углеводороды (С2, С3, С4), захватывая при этом и большую
часть тяжелых (Cs+) углеводородов, являющихся при нормальных
условиях жидкостями.
Стабильный конденсат из последнего конденсатосборника 9
под собственным давлением (1 МПа) транспортируется или на
ПГРС или на газофракционную установку (ГФУ) для получения
из него жидких пропанбутановых фракций, бензина, дизтоплива
И т. д.
Холодный и осушенный газ всегда с постоянным давлением из
низкотемпературного сепаратора 5 поступает в теплообменники 3,
Где температура его повышается за счет горячего газа, а из них
сначала на измерительную шайбу 12, затем в сборный коллектор
сухого газа 13, идущий на головные сооружения.
Описанная цепочка оборудования, входящая в состав установки
НТС, сооружается для каждой скважины в отдельности. Однако
практика эксплуатации многих газоконденсатных месторождений
показала, что строительство индивидуальных технологических ли-
ний НТС для каждой скважины приводило к неэффективному ис-
пользованию теплообменников и низкотемпературных сепараторов,
большому объему строительно-монтажных работ и их продолжи-
тельности, увеличению численности обслуживающего персонала.
Поэтому при эксплуатации крупных по запасам газа и конденсата
месторождений стал широко внедряться новый универсальный ме-
тод проектирования сбора и обработки продукции газоконденсат-
ных скважин. Сущность его заключается в том, что установки
* Низкотемпературный сепаратор 5 и теплообменник 3 теплоизолируют с
целью предотвращения потерь холода в атмосферу. На месторождениях Крайнего
Севера указанное оборудование можно эксплуатировать без теплоизоляции.
168
НТС строятся не для каждой скважины, как это показано на
рис. 84, а для целой группы скважин, в результате чего стоимость
строительно-монтажных работ снизилась более чем в 2 раза, а
сроки строительства сократились в 3 раза.
Существует много разновидностей установок НТС описанного
выше типа (см. рис. 84). В частности, после теплообменников 3
можно устанавливать холодильные машины — это обычно рекомен-
дуется делать в том случае, когда давление природного газа на
Рис. 85. Изотермы конденсации
входе в установку НТС становится ниже 9 МПа, и увеличивать
площадь этих теплообменников (чтобы поддерживать низкие тем-
пературы газа) становится также экономически невыгодным.
На рис. 85, а приведена ориентировочная кривая зависимости
количества выделившегося из газа конденсата от давления и тем-
пературы в низкотемпературном сепараторе. Эта кривая называ-
ется изотермой конденсации, так как она характеризует
количество выделившегося из газа конденсата при постоянной
температуре и различных давлениях. Кривые подобного рода могут
получаться или на передвижных термостатирующих технологиче-
ских установках типа ЛПГ-1, располагаемых в процессе исследо-
вания на расстоянии 50—60 м от устьев скважин, или на лабо-
раторных установках типа УГК-3 путем исследования пробы газа,
взятой пробоотборником из скважины газоконденсатного место-
рождения.
Давление, при котором выпадает наибольшее количество кон-
денсата, называется давлением максимальной кон-
деи с а ции. Это давление для большинства месторождений ко-
леблется в пределах 5,4—8,34 МПа (55—85 кгс/см2).
Чтобы получить больше конденсата при эксплуатации газокон-
денсатного месторождения, иногда применяют глубокое охлажде-
ние газа (см. рис. 85, б).
Глубокое охлаждение газа можно получить или на специаль-
ных холодильных машинах (которые рассматриваются в § 5 дан-
169
ной главы), или путем редуцирования газа высокого давления в
штуцерах, о чем говорилось выше.
Если сепарация газа конденсатного месторождений происходит
при ином давлении, чем давление максимальной конденсации,
например при pi (см. рис. 86, б), то в газопроводе, куда направ-
ляется этот газ, при снижении давления будет выпадать конден-
сат, скапливаться в пониженных местах газопровода и снижать
его пропускную способность. Кроме того, неприятное явление с
засорением газопровода конденсатом может наблюдаться еще и
в том случае, если температура транспортируемого газа в газо-
проводе будет ниже, чем температура газа в сепараторе. Поэтому
сепарацию газа конденсатных месторождений следует проводить
при давлении максимальной конденсации и температуре газа в се-
параторе ниже или равной возможной температуре газа в газо-
проводе. Тогда конденсат в газопроводе выпадать не будет, и
газопровод может работать с максимальной пропускной способ-
ностью
Если указанные условия не соблюдаются, т. е. сепарация газа
от конденсата происходит не при давлении максимальной конден-
сации и температура газа в сепараторе выше, чем температура
газа в газопроводе, что часто наблюдается при эксплуатации га-
зоконденсатных месторождений, то в этих случаях рекомендуется
устанавливать на газопроводах камеры с разрывом струи (см.
рис. 76), позволяющие очищать газопровод от скопившегося
конденсата.
§ 4. ОСУШКА ПРИРОДНОГО И НЕФТЯНОГО ГАЗА
НА АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ
Осушка природного и нефтяного газа проводится с целью из-
влечения паров воды и предупреждения тем самым образования
и отложения гидратов на стенках газопроводов (см. с. 152).
При осушке газа стремятся уменьшить содержание влаги в
газе до такой степени, чтобы, пары воды в газопроводе не дости-
гали состояния насыщения (точки росы) и, следовательно, не
могли конденсироваться.
Осушка газа осуществляется на специальных установках
твердыми (хлористый кальций, селикагель, молекулярные сита
и др.) или жидкими (ДЭГ и ТЭГ) веществами, а также с исполь-
зованием холода, вырабатываемого специальными холодильными
машинами или получаемого путем снижения высокого давления
газа в штуцерах.
Твердые вещества, применяемые при осушке газов, на-
зываются адсорбентами, а жидкие вещества — абсорбен-
тами, а те и другие вещества вместе называются сорбен-
тами.
В отечественной практике чаще всего для осушки газа исполь-
зуют жидкие сорбенты ДЭГ и ТЭГ, имеющие целый ряд преиму-
170
ществ перед другими сорбентами, и холод, получаемый путем
Дросселирования газа в штуцерах.
Преимущества жидких сорбентов: 1) ДЭГ и ТЭГ хорошо раст-
воряются в воде; 2) они легко регенерируются (восстанавлива-
ются) и обладают высокой стабильностью после регенерации;
3) имеют низкую упругость паров при контакте с газом и поэтому
потери их незначительны; 4) практически не образуют пен и
эмульсий с углеводородным конденсатом и довольно легко раз-
деляются с последним в отстойниках в результате значительной
разницы в плотностях.
Основным недостатком этих сорбентов является сравнительно
высокая отпускная цена за тонну (около 500 руб.).
ДЭГ представляет собой жидкость с молекулярной массой
106,12 и плотностью р2о=1,1184 т/м3. Температура его кипения
при давлении 760 мм рт. ст. равна 245° С. Упругость паров при
20°С составляет лишь 1,333 Па (0,01 мм рт. ст.). Потери ДЭГа
при регенерации 5—18 г на 1000 м3 газа.
ТЭГ — тоже жидкость с плотностью р2о= 1,1254 т/м3 и с тем-
пературой кипения 287,4°С (при 20°С). Потери от испарения при
регенерации ТЭГа составляют около 2 г на 1000 м3 газа.
Установки осушки природного и нефтяного газа с указанными
сорбентами строятся в местах скопления большого количества
газа, чаще всего на территории компрессорных станций (КС), или
на промысловых газораспределительных станциях (ПГРС), отку-
да газ направляется по магистральным газопроводам различным
потребителям.
На рис. 86 приведена принципиальная схема осушки газа,
которая работает следующим образом.
Поступающий со сборных коллекторов газ сначала проходит
сепаратор 1, а затем направляется под нижнюю тарелку абсор-
бера 2. Поднимаясь через тарелки, газ контактирует с регенери-
рованным раствором гликоля, подаваемым насосом 14 на верх-
нюю тарелку абсорбера. Концентрированный раствор гликоля,
двигаясь с верхней тарелки вниз навстречу газу, постепенно на-
сыщается парами воды и опускается в нижнюю часть абсорбера.
Газ, двигаясь навстречу гликолю, отдает ему пары воды и осушен-
ный, через жалюзийную кассету 4 поступает в магистральный
газопровод II. Насыщенный водой гликоль через теплообменник 6
поступает в выветриватель 7, в фильтр 8, а затем в десорбер (вы-
парную колонну) 9. В кипятильнике 11 выпарной колонны гли-
коль нагревается от 150°С (ДЭГ) до 180°С (ТЭГ), в результате
чего вода, испаряясь, вместе с небольшим количеством паров
гликоля проходит через холодильник 12 и попадает в сепара-
тор 13.
Сконденсированные пары воды и гликоль скапливаются в се-
параторе, а затем сбрасываются в специальную емкость или снова
в кипятильник 11. В верхней части выпарной колонны температура
поддерживается в пределах 105—107° С.
171
Регенерированный раствор гликоля забирается насосом 14 и
через теплообменник 6 и холодильник 16 с температурой около
30° С снова поступает, как уже говорилось выше, на верхнюю
тарелку абсорбера. Затем цикл повторяется.
Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей
(98—99%) с целью достижения низких точек росы (—10-г-
—15°С), регенерацию гликолей проводят под вакуумом.
Рис. 86. Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа
жидкими сорбентами.
Линия: /— сырого газа; // — сухого газа: /// — газа на сжигание; IV — холодной
воды; V — дымоход; / — сепаратор; 2 —абсорбер, 3 —линия слива уловленного гли-
коля; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — регулятор уровня; 6 — теплообменник;
7— выветрнватель; в — фильтр; 9— десорбер (выпарная колонна); 10 — кольца Ра-
шнга; 11— кипятильник (испаритель); 12, 16 — холодильники; 13 — сепаратор для
улавливания гликоля; 14 — насос; 15 — эжектор
Практикой установлено, что для успешной осушки газа долж-
но циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой
воды и применяться возможно большее число тарелок в абсорбе-
ре (10 штук).
Количество свежего раствора, подаваемого на верхнюю та-
релку абсорбера, определяется по формуле
G =
w
9
(1 - ?2) — - (1 - ?i)
(175)
где G, т/сут; W — количество отнимаемой влаги, т/сут; <72, ?i —
массовые концентрации гликоля в насыщенном и регенерирован-
ном растворе соответственно.
172
Количество влаги W (в т/сут), подлежащей поглощению, опре-
деляется по формуле
Г- (176)
ю»
где V — количество осушаемого газа, м3/сут при нормальных
условиях (р=1,013-Ю5 Па = 760 мм рт. ст. и / = 0°С); Wi и —
соответственно начальное и конечное содержание влаги в газе,
г/м3, определяемое по кривым рис. 73.
Пример 8. На установку осушки поступает 1 900 000 м3/сут. Температура
газа, находящегося в состоянии насыщения, равна 30° С. Давление в абсорбере
2,06 МПа (21 кгс/см2). Точка росы осушенного газа—10°С. Концентрация
свежего раствора 98%, насыщенного — 92%. Необходимо определить количество
циркулирующего свежего раствора.
Решение. По кривым рис. 73 опредатяем количество парообразной воды
в газе (используя данные условия примера, т. е. значения температуры насы-
щенного газа и его точки росы, а также давления в абсорбере): на входе в
в абсорбер 1,2 г/м3, на выходе из абсорбера — 0,09 г/м3.
Количество влаги, отбираемой из газа, определяется по формуле (176)
1 900 000 (1,2 — 0,09) п 1пп ,
V =---------------------= 2,109 т/сут.
106
Необходимое количество свежего ДЭГа определяется по формуле (175)
Л 2,109
°-------------------------------= 32,6 т/сут.
(1-0,92 }-^--(1-0,98)
При этом количество насыщенного раствора будет равно
GH = 32,6 %-2,109 = 34,709 т/сут.
Плотность свежего раствора гликоля (ДЭГа) 98%-ной концентрации
р = 0,98-1,1184 4-0,02-1 = 1,126 кг/л.
Полная потребность в свежем растворе ДЭГа
§ 5. ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА
С ПРИМЕНЕНИЕМ ХОЛОДА, ПОЛУЧАЕМОГО В ХОЛОДИЛЬНЫХ
МАШИНАХ
После того как в процессе разработки месторождения давле-
ние газа на устье скважин снизится до 8—9 МПа (80—90 кгс/см2),
получать холод (отрицательные температуры газа) в низкотемпе-
ратурном сепараторе при дросселировании газа в штуцерах на
установках НТС не представляется возможным. В данном случае
осушать газ и выделять из него конденсат можно как применяя
искусственный холод, получаемый в холодильных машинах или
турбодетандерах, так и применяя установки адсорбции.
Для решения вопроса о том, что выгоднее применять для об-
работки газа — искусственный холод, турбодетандеры или адсорб-
173
ционные установки, необходимо для конкретных месторождений
провести технико-экономический анализ работы таких установок
и рекомендовать ту из них, которая потребует меньших издер-
жек на строительство и меньших эксплуатационных расходов.
Осушку и выделение конденсата из газа с применением искус-
ственного холода можно осуществлять на компрессионных и
Рис. 87. Принципиальная схема установки НТС на головных сооруже-
ниях Газли.
/ — шлейф; 2 — сепаратор на ГСП; 3 — сборный коллектор газа; 4, 8 — теплообмен-
ники; 5 — сепаратор; 6—абсорбционная колонна (осушитель); 7— жалюзийная на-
садка; 9 — насос для подачи регенерированного ДЭГа; 10 — линия для подачи холод-
ного газа; 11, 23 — штуцеры; /2 —аммиачный испаритель-холодильник; 13 — низко-
температурный сепаратор; 14— каплеотделнтель; 15 — первая ступень компрессора;
16, 20 — маслоотделители; 17 — промежуточный сосуд (теплообменник); 18— раствор
жидкого NHa; 19— вторая ступень компрессора: 21 —кожухотрубчатый конденсатов;
22 — ресивер; 24 — трубопровод парообразного NH3; 25 — конденсатопровод на ГФУ;
26 — сухой и обезжиренный газ в магистральный газопровод
абсорбционных установках. Здесь приведем лишь принципиальную
схему и разберем работу компрессионной холодильной установки.
На рис. 87 приведена принципиальная схема установки НТС на
головных сооружениях Газли. Работает она следующим образом.
Газ по шлейфам 1 с давлением около 9,4 МПа и температурой
35° С идет на ГСП и в сепараторах 2 освобождается от капельной
жидкости. С этим же давлением он «проходит» по сборному кол-
лектору 3 и входит в два кожухотрубчатых теплообменника 4,
где температура его понижается до +20° С за счет холодного газа,
поступающего по линии 10 из низкотемпературного сепаратора 13
После теплообменников 4 газ и конденсат с практически прежними
давлением и температурой +20° С поступают в сепаратор 5, где
происходит их разделение. Затем газ направляется в абсорбцион-
ную колонну осушки 6, где «точка росы» его за счет подачи 99 % -
ного ДЭГа насосом 9 доводится до —15° С. После колонны осуш-
ки газ предварительно проходит жалюзийную насадку 7, где за-
держиваются капельки ДЭГа, и поступает в два кожухотрубчатых
теплообменника 8, в которых температура его за счет подачи
холодного газа из сепаратора 13 доводится до +2° С. С такой тем-
пературой и давлением около 9 МПа осушенный газ подходит к
штуцеру 11.
174
В штуцере 11 газ редуцируется до давления 5,5 МПа и посту-
пает в аммиачный испаритель-холодильник 12, где температура
его становится равной —15° С, в результате чего выпадает много
углеводородного конденсата, который отделяется от газа в сепа-
раторе 13. От колонны осушки газа 6 и до низкотемпературного
сепаратора 13 гидраты не образуются, поскольку на этом участке
движется осушенный от паров воды газ. На месторождении Газли
за счет установки НТС ежесуточно получают из газа горизонта
XII около 450 м3 стабильного конденсата. Так работает техноло-
гическая цепочка оборудования подготовки газа к транспортиро-
ванию. Сейчас ознакомимся с работой компрессорной холодильной
установки, помогающей штуцеру 11 создавать в сепараторе 13
низкие температуры газа (—15°С). После того как давление сни-
зится до 5,5 МПа, штуцер 11 уберется, а холодопроизводитель-
ность компрессорной установки по мере падения давления должна
постепенно увеличиться. Теперь разберем работу самой холодиль-
ной установки. Она работает следующим образом.
Поршневой компрессор первой ступени 15 сжимает пары ам-
миака (NH3), поступающего из испарителя-холодильника 12, до
0,5 МПа, в результате чего температура их увеличивается от
+ 13° до 4-60° С. Затем с этими параметрами пары NH3 поступа-
ют в маслоотделитель 16 и промежуточный сосуд 17, где они ох-
лаждаются до +40°С за счет жидкого NH3, поступающего из
ресивера 18. С температурой +40°С пары NH3 поступают на при-
ем второй ступени поршневых компрессоров 19 и сжимаются до
1,5 МПа, в результате чего температура их увеличивается до
85° С. Пары NH3 с такими параметрами поступают через маслоот-
делитель 20 в кожухотрубчатый конденсатор 21, в котором за
счет подачи холодной воды температура их становится равной
+ 38° С, в результате чего они конденсируются и в жидком со-
стоянии NH3 поступает в ресиверы 22. Затем жидкий NH3 редуци-
руется штуцером 23 до давления 0,17 МПа и превращается (испа-
ряется) в холодные пары с температурой —23° С, которые по
трубопроводу 24 подаются снова в испаритель-холодильник 12 для
охлаждения природного газа, протекающего через испаритель.
После чего цикл снова повторяется.
Теоретическая холодопроизводительность установки искусст-
венного холода (УИХ) равна 7,35 млн. ккал/ч, фактическая с
учетом потерь 12% холода в испарителях и трубопроводах —
6,55 млн. ккал/ч. Холодопроизводительность одного компрессора
типа 10 ГКН-2-1,69/15 в рабочих условиях равна 1,53 млн. ккал/ч.
Номинальная мощность газомоторного привода компрессора
1350 л. с. или 1350 :1,36 = 990 кВт.
Теперь дадим определение производительности холодильной
установки. Она характеризуется так называемым холодиль-
ным коэффициентом е, который определяется так:
е = -^, (77)
175
где qo — количество теплоты, отнятой у охлаждаемого газа, Дж
(или ккал); А1—количество теплоты, эквивалентное затрачивае-
мой механической работе компрессора, дЖ (Л — тепловой экви-
валент механической работы, равный 1/427 ккал/кгс-м; I — работа,
или сила на пройденный путь, кгс-м).
Действительная холодопроизводительность компрессора (в
ккал/ч) выражается формулой
Co = VX7l/, (178)
где V — часовой рабочий объем цилиндров компрессора, м3;
А—коэффициент подачи компрессора; qv — удельная объемная
холодопроизводительность холодильного агента, ккал/м3.
Часовой рабочий объем цилиндра для одноцилиндровых ком-
прессоров простого действия равен
]7 = Д£15п-60; (179)
для многоцилиндровых компрессоров простого действия
1/ = Д^-тлД.бО; (180)
для компрессоров двойного действия, работающих обеими сторо-
нами поршня,
V = (2-^-— _^p'Sn.60 = ^- (2D2 — d2)Sn-60, (181)
где D — диаметр цилиндра компрессора, м; S — ход поршня, м;
п — число оборотов коленчатого вала в минуту; иг — число ци-
линдров компрессора; d — диаметр штока, м.
Производительность холодильной машины в значительной
мере зависит от температурного режима ее работы. Формула
(178) подтверждает это. В правой части ее из трех сомножителей
два (X и qv) зависят от температурного режима машины. Особен-
но сильно влияют на производительность машины температура
кипения и температура конденсации холодильного агента. Чем
выше температура кипения и ниже температура конденсации,
т. е. меньше разность между этими температурами, тем больше
холодопроизводительность машины.
Значительное влияние на холодопроизводительность оказыва-
ет также и сама температура холодильного агента перед регули-
рующим вентилем: чем она ниже, тем выше холодопроизводитель-
ность машины.
Таким образом, холодопроизводительность сама по себе не
может характеризовать машину, если при этом не указаны темпе-
ратурные условия ее работы.
Холодильные агенты и предъявляемые к ним требования. Ве-
щества, применяемые в качестве рабочего тела при осуществле-
нии холодильных циклов, называются холодильными агентами,
176
К холодильным а!ентам предъявляется ряд требований, основ-
ными из которых являются: 1) безвредность для здоровья челове-
ка; 2) достаточно низкая температура кипения; 3) способность
конденсироваться при низких давлениях; 4) наибольшая удельная
объемная холодопроизводительность; 5) критическая температура
выше температуры охлаждающей воды (только при этом условии
хладагент может конденсироваться); 6) температура замерзания
холодильного агента, наоборот, должна быть как можно ниже,
чтобы исключалась опасность его замерзания в испарителе; 7) хо-
лодильный агент не должен быть горючим, взрывоопасным, дол-
жен обладать химической стойкостью и инертностью по отношению
к металлам и смазочным маслам.
В настоящее время всем перечисленным требованиям больше
всего отвечают аммиак (NH3) и фреоны (Ф-П, Ф-12, Ф-142
и т. д.).
Объемная холодопроизводительность сухого насыщенного пара
холодильных агентов при температуре кипения —i5°С и темпера-
туре конденсации 30° С (в ккал/м3) приведена ниже.
Аммиак Фреон-12 Фреон-22 Фреон-142 Углекислый газ
517,7 305,6 495 155,2 1854,4
Аммиак и фреоны при давлении 0,1 МПа имеют температуру
кипения намного ниже нуля.
В помещаемых здесь таблицах приведены основные физические
свойства и некоторые другие характеристики холодильных аген-
тов (табл. 2, 3).
Конденсаторы и испарители. Конденсаторы предназначены для
сжижения сжатых в компрессоре паров холодильного агента. В кон-
денсаторе от холодильного агента отводится вся теплота, которую
он воспринимает в компрессоре, испарителе и трубопроводах.
Основные физические свойства хладагентов
Таблица 2
Холодильный агент 1 Температура кипения, С при 0,1 МПа Критическая темпе- ратура» С Температура замер- зания, °C Плотность
жидкости при 30° С, кг/л сухого насыщен- ного пара при —15° С, кг/л
Аммиак —33,7 132,4 —77,7 0,59 1,97
Фреон-12 —30,6 111,5 —155,0 1,29 10,8
Фреон-22 • . . . —43,7 96,0 —160,0 1,17 12,8
Фреон-142 —10,1 137,0 —130,8 — —
Углекислый газ —78,9 31,0 —56,0 0,59 60,2
177
Таблица 3
Абсолютное давление (в кгс/см2) насыщенные паров холодильных
агентов при различных температурах
Температура, °C Аммиак Фреон-12 Фреон-22 Фреон-142 Углекислый газ
—40 0,73 0,66 1,08 0,24 10,25
—30 1,22 1,02 1,68 0,41 14,55
—20 1,94 1,54 2,51 0,65 20,06
-10 2,97 2,24 3,63 1,00 27,00
0 4,38 3,15 5,09 1,48 35,54
20 11,89 7,59 12,27 4,01 73,34
40 15,85 9,78 15,79 5,46 •—
Общее количество теплоты, отводимое от холодильного агента
в конденсаторе за единицу времени, называется его тепловой
нагрузкой. Поглощается эта теплота водой, специально пода-
ваемой в конденсатор. Интенсивность теплопередачи в конденсато-
рах зависит прежде всего от скорости движения охлаждающей
воды, скорости отвода холодильного агента и чистоты теплопере-
дающей поверхности.
В практике в качестве конденсаторов чаще всего применяются
кожухотрубные теплообменные аппараты, подобные тем, которые
приведены на рис. 50, а.
Испарителями в холодильных машинах называются аппараты,
в которых происходят кипение холодильного агента и поглощение
теплоты, подаваемой в испаритель природного газа, т. е. его
охлаждение. Работа испарителя, как и всякого теплообменного
аппарата (в том числе и конденсатора), характеризуется прежде
всего интенсивностью теплопередачи.
Чаще всего применяются испарители горизонтального типа,
многоходовые с оребренными трубами для увеличения поверхности
теплообмена.
§ 6. ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА
ЗА СЧЕТ ХОЛОДА, ПОЛУЧАЕМОГО В ТУРБОДЕТАНДЕРАХ
Схема установки НТС с турбодетандером показана на рис. 88.
Установка НТС работает следующим образом. Газ из скважины с
давлением порядка 6—7 МПа и ниже по шлейфу 1 подается в
прямоточный сепаратор 2, где от него отделяется капельная жид-
кость. Затем газ поступает в теплообменник типа «газ — газ» 3,
охлаждается в нем за счет холодного газа, поступающего из
сепаратора второй ступени 7, и направляется в сепаратор первой
ступени 4. В сепараторе 4 газ отделяется от конденсата, выделив-
шегося за счет снижения температуры, затем газ поступает в
теплообменник типа «газ — конденсат» 5, а конденсат—в конден-
сатосборник 9, из которого по линии 8 сбрасывается в конденсато-
провод 12 и транспортируется по нему на ПГРС или на ГФУ.
178
Охлажденный в теплообменнике 5 газ направляется в турбо-
детандер 6, где за счет производимой им работы (вращения тур-
бодетандера) температура его еще больше понижается, и в
сепараторе второй ступени 7 выделяется большое количество кон-
денсата с достаточно низкой температурой (—5 ч—10°С). Сильно
охлажденный газ из сепаратора 7 направляется в теплообменник 3,
и, нагреваясь в нем, по газовой линии низкого давления 10 посту-
с твои линии
конденсат
Рис. 88. Принципиальная схема установки НТС с трубодетандером.
/ — шлейф или сборный коллектор; 2 — прямоточный сепаратор; 3 — теплообмен-
ник «газ—газ»; 4 —сепаратор первой ступени; 5 — теплообменник «газ—конден-
сат»; 6 — турбодетандер; 7 — сепаратор второй ступени; 8 — линия охлажденного
конденсата; 9 — конденсатосборники; 10 — газовая линия низкого давления;
// — турбокомпрессор; 12 — конденсатопровод на ПГРС или ГФУ; 13 — газовая
линия на ПГРС
пает в турбокомпрессор 11. В турбокомпрессоре 11 давление
газа повышается (по сравнению с давлением в сепараторе 7) и
по газовой линии 13 этот газ направляется на ПГРС. Из описания
схемы видно, что в турбодетандере- 6 давление газа понижается
(редуцируется), а в турбокомпрессоре 11 давление этого же газа
повышается. Может возникнуть вопрос полностью или частично
восстанавливается давление газа в турбокомпрессоре //? Иссле-
дования работы турбодетандеров показывают, что восстановление
давления газа после прохождения через турбокомпрессор 11 мо-
жет колебаться в пределах 20—30% от сработанного давления в
турбодетандере 6. Описанная выше установка НТС имеет большое
будущее, поскольку эффект дросселирования газа в турбодетанде-
ре 6 значительно выше эффекта Джоуля — Томсона.
Если при понижении давления газа в штуцере на 0,1 МПа
температура газа в среднем «падает» на 0,3° С (эффект Джоуля—
Томсона), то при срабатывании давления газа в турбодетандере
на 0,1 МПа она понижается в среднем на 6—8° С, т. е. больше по
сравнению с эффектом Джоуля— Томсона почти на 200%.
§ 7. ОСУШКА И ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА ИЗ ПРИРОДНОГО ГАЗА
НА АДСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ
Осушку и выделение конденсата из природного газа, как от-
мечалось в § 5 данной главы, можно осуществлять также на ад-
17»
сорбционных установках, т. е. установках, в которых пары воды
и тяжелые углеводороды поглощаются твердыми сорбентами при
обычных температурах газа (+15—(-40°С). При этом отделение
паров воды и выделение конденсата из газа могут быть настолько
полными, что в газопроводах не будут образовываться гидратные
пробки или не будет выпадать конденсат даже при отрицательных
температурах (—50°С).
При работе адсорбционных установок принято различать два
рода активности (поглотительной способности) сорбентов — ста-
тическую и динамическую.
Статическая активность характеризует состояние полного на-
сыщения сорбента при данных температуре и давлении в равно-
весных условиях.
Динамическая активность характеризует текущее состояние
сорбента в аппарате.
Статическая и динамическая активность сорбентов измеряется
числом граммов поглощенных углеводородов и паров воды, прихо-
дящихся на 100 г сорбента. Как наиболее эффективные твердые
сорбенты рекомендуется применять селикагель, активированный
уголь и молекулярные сита (цеолиты).
Процесс адсорбции сравнительно давно используется для
глубокого поглощения водяных паров из природных газов; одно-
временно с этим, но несколько в меньшей степени поглощаются
пропан-бутаны (С3, С$), а также тяжелые углеводороды (Сз+).
Опытами установлено, что углеводороды адсорбируются на
поверхности сорбентов с различной энергией, которая зависит
от энергии адсорбции и упругости паров углеводородов. Чем выше
упругость паров углеводородов, т. е. чем больше в газе легких
компонентов, тем слабее они удерживаются на поверхности
адсорбента. Следовательно, метан на адсорбенте удерживается
менее энергично, чем этан, а этан в свою очередь менее энергично,
чем пропан и т. д.
Таким образом, адсорбент, поглощая вначале высококипящие
углеводороды, т. е. жирные (С5+),а затем низкокипящие (Сз, С4),
насыщается, и может наступить такой момент, когда указанные
углеводороды не будут поглощаться, а будут «пролетать» слой
сорбента, не задерживаясь в нем. Этот момент обычно «замечает-
ся» автоматическими анализаторами (хромотографами) проходя-
щего через адсорбционную колонну углеводородного газа, и ко-
лонна своевременно переключается на десорбцию (регенерацию,
т. е. на извлечение углеводородного конденсата из сорбента дан-
ной колонны).
Следовательно, адсорбционный процесс для получения боль-
шого количества конденсата целесообразно применять при сокра-
щении длительности каждого цикла (поглощение — десорбция).
Сокращением времени на адсорбцию можно существенно умень-
шить количество адсорбируемых поглотителем водяных паров и
в результате этого относительно увеличить количество поглощен-
ных углеводородов. Чем короче время, затрачиваемое на насы-
180
щение, тем больше можно получить жидких углеводородов. При
сокращении цикла значительно уменьшается и размер колонн
самой установки. Вот почему за последнее время получили широ-
кое распространение короткоцикловые адсорбционные (КЦА)
установки для извлечения из газа бензинового конденсата (С5+)
и пропан-бутанов. Длительность циклов таких установок дово-
дится иногда до 20—30 мин вместо 8—12 ч для обычных длинно-
цикловых установок.
Рис. 89. Принципиальная схема установки короткоцикло-
вой адсорбции (КЦА) для осушки и выделения конденса-
та из природного газа.
/ — газ от скважин; II — магистральный газопровод; Ль Ai, Лз —
адсорберы; Ci, С2 — горизонтальные сепараторы с жалюзийной
насадкой; П — печь для нагрева газа десорбции; К — конденсатор
(холодильник); Е\, Е2, Ез — емкости для хранения и «выветрива-
ния» конденсата; 1—17 — автоматизированные задвижки, приводи-
мые в движение от электродвигателей
Поэтому одним из условий успешного проведения процесса на
установке КЦА является бесперебойная работа автоматических
высокогерметичных трехходовых кранов с целью быстрого пере-
ключения газовых потоков, проходящих через адсорберы и десор-
беры.
Сокращение времени цикла в установках КЦА ограничивается
обычно более медленной десорбцией (извлечением) бензиновых
углеводородов. При минимальной продолжительности цикла не
удается полностью регенерировать (восстановить) адсорбент, что
приводит к падению его динамической активности в последующих
циклах работы установки.
181
Установки КЦА могут работать как с открытым, так и с зам-
кнутым циклом регенерации. Рассмотрим здесь лишь установки
первого типа. Одна из таких схем короткоцикловых установок
приведена на рис. 89. Работает она следующим образом.
Природный газ по линии I вначале поступает в сепаратор Сь
где газ отделяется от капельной жидкости. По выходе из сепара-
тора Ci газ разделяется на три потока: один поток, составляющий
до 80% всего количества газа, направляется в адсорбер Ai, где
от него отделяются пары воды Н2О, пропан-бутановая фракция
(С3 и С4) и тяжелые углеводороды (Сз + ); второй поток в коли-
честве 10% от всего газа, являющийся газом десорбции, проходит
печь II, нагревается до температуры 300—350° С и направляется
в адсорбер А2 для регенерации адсорбента; третий поток в коли-
честве также 10% с температурой газа 25—30° С направляется в
адсорбер А3 для охлаждения и окончательной подготовки к но-
вому циклу.
Горячий газ из адсорбера Аз, насыщенный парами воды и тя-
желыми углеводородами, направляется через конденсатор К в се-
паратор Сз, где разделяются газовая и сконденсировавшаяся
жидкая фазы. Газ из сепаратора С2, осушенный и отбензиненный,
поступает в магистральный газопровод 11 или снова на адсорбцию,
вода сбрасывается в канализацию, а углеводородный конденсат
направляется в емкости для хранения конденсата Ei, Е3, Е3, в
которых происходят постепенное снижение давления и стабилиза-
ция его. После этого программный командный прибор автоматиче-
ски переключает задвижки, и 80% газа направляется в адсорбер
Аз для поглощения из него конденсата и паров воды. При этом
сорбент в адсорбере А\ регенерируется горячим газом, поступаю-
щим из печи II, а сорбент в адсорбере А2 охлаждается «холод-
ным» газом и т. д.
Таким образом, весь процесс адсорбции делится на два цикла
(адсорбцию и десорбцию), последовательно проходящие в каждом
аппарате. Десорбция делится на горячую и холодную.
В цикле адсорбции, как говорилось выше, адсорбент погло-
щает влагу и тяжелые углеводороды; в цикле горячей десорбции
выделяются поглощенные ранее с поверхности адсорбента угле-
водороды и вода, а в цикле холодной десорбции окончательно
завершается процесс десорбции путем передачи теплоты из верх-
них слоев адсорбента в нижние. Одновременно с этим адсорбент
охлаждается для подготовки к новому циклу.
Следовательно, эффективность процесса адсорбции во многом
зависит от эффективности процесса десорбции.
Указанные выше технологические процессы в адсорберах и де-
сорберах А установки КЦА можно свести в следующую табл. 4.
Установки КЦА могут также строиться с двумя адсорбционны-
ми колоннами, тогда продолжительность каждой из фаз адсорб-
ции и десорбции (горячей+холодной) составляет 50% всего вре-
мени цикла, и могут строиться с четырьмя адсорбционными колон-
нами.
182
Таблица 4
Задвижки
Процесс
открыты
закрыты
Адсорбции А±...........
Десорбции:
горячей А2 ............
холодной А3 . . . .
1; 5
7; 9
13;14; 16
2; 3; 4
6; 8; 10
11; 12; 15; 17
Установки КЦА с закрытым циклом регенерации отличаются
от подобных установок с открытым циклом, описанных выше,
наличием только газодувки (компрессора), который предназначен
для нагнетания газа десорбции по замкнутому циклу.
Эффективность работы установок КЦА зависит от; 1) произво-
дительности, т. е. количества газа, проходящего через установку;
2) продолжительности процесса и его распределения по циклам
(адсорбция, десорбция); 3) состава природного газа; 4) высоты
слоя адсорбента и др.
Увеличение производительности установки, т. е. увеличение
скорости потока газа в аппаратах, снижает эффективность рабо-
ты установки КЦА. При повышении производительности установ-
ки увеличиваются проскок тяжелых углеводородов за слой сор-
бента и потеря их с отходящим газом, т. е. большая часть этих
углеводородов не успевает поглотиться сорбентом.
Применение установок КЦА целесообразно в том случае, когда
количество высококипящих углеводородов (С5 + ) после сепаратора
Ci не превышает 30 см3/м3 газа, а количество пропан-бутановых
фракций может быть любым.
Высота слоя адсорбента может существенно влиять на эффек-
тивность работы установки КЦА: чем больше эта высота, тем
эффективнее работа установки, т. е. полнее происходят осушка и
обезжиривание природного газа. Однако чрезмерное увеличение
высоты слоя адсорбента (свыше 5 м) приводит к резкому повыше-
нию (1,5 раза) перепада давления в адсорбенте. Поэтому опти-
мальной следует считать высоту слоя сорбента от 3 до 5 м.
Одним из важных преимуществ короткоцикловой адсорбции
является то, что процесс этот можно проводить при давлении,
значительно отличающемся от давления максимальной конденса-
ции в процессах низкотемпературной сепарации (НТС), и не опа-
саться при этом выпадения конденсата и образования гидратных
пробок в газопроводе.
Однако установки КПА имеют существенный недостаток, за-
ключающийся в использовании высокогерметичных, дорогостоя-
щих задвижек, приводимых в движение электроприводами. За-
движки эти работают под большим давлением и при высоких тем-
183
пературах (до +350° С), в связи с чем сальниковые уплотнения и
трущиеся поверхности задвижек сравнительно быстро выходят из
строя. Разработка трехходовых пневматических кранов для этих
целей дает возможность значительно сократить технологические
коммуникации и освободиться от сложных электрических линий
обвязки задвижек.
§ 8. ВЫДЕЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА ИЗ ПРИРОДНОГО И НЕФТЯНОГО ГАЗА
НА МАСЛОАБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ (ЗАВОДАХ)
На маслоабсорбционных установках, используемых обычно
для очень жирных природных и нефтяных газов, можно достичь
более глубокого извлечения тяжелых углеводородов (Сз + ), а так-
же пропан-бутанов, чем на установках НТС и адсорбционных
установках.
На маслоабсорбционных установках при давлении 12,7 МПа
(130 кгс/см2) извлекается до 100% тяжелых углеводородов (С5 + ),
до 90% бутанов (С4) и 60% пропана (Сз) от потенциала при
температуре газа в абсорбере 30—35° С. При этих же условиях на
установках короткоцикловой адсорбции можно извлечь до 80%
тяжелых углеводородов (С5 + ), 60% бутанов и 40% пропанов.
В то же время на установках низкотемпературной сепарации,
работающих, например, при температуре газа в сепараторе
—15° С и давлении максимальной конденсации, можно извлечь
до 70% тяжелых углеводородов (С5+), 50% бутанов и около 30%
пропана.
Таким образом, при сравнении выхода широкой фракции кон-
денсата видно, что самыми эффективными при обработке природ-
ного и нефтяного газа являются маслоабсорбционные установки.
Однако работа этих установок имеет один существенный недоста-
ток по сравнению со всеми перечисленными установками: на них
не представляется возможным проводить осушку газа, т. е. ос-
вобождать его от паров воды. Поэтому, если по технико-экономи-
ческим соображениям на газоконденсатном или нефтяном место-
рождении строится установка масляной абсорбции, то одновре-
менно с ней должна строиться также установка по осушке газа
с применением ДЭГ или ТЭГ. На рис. 90 приведена упрощенная
технологическая схема малогабаритной маслоабсорбционной уста-
новки. Работает она следующим образом. Нефтяной газ второй
и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с
установок подготовки нефти (УДО-2М, УДО-З, СП-1000 и т. д.),
после их компримирования направляются по линии 1 в абсорбер
3, предварительно пройдя холодильники 2. При движении газа в
абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглощаются абсорбен-
том, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обез-
жиренный газ проходит сначала каплеуловительную секцию 4,
в которой улавливается уносимый газом абсорбент, затем посту-
пает на установку осушки (см. рис. 86), после чего направляется
в магистральный газопровод потребителям.
184
Насыщенный парами тяжелых углеводородов «жирный» аб-
сорбент отводится через регулятор уровня (не показанный на
схеме) из низа абсорбера и поступает в выветриватель 5. Так
как в выветривателе давление несколько ниже, чем в абсорбере
3, то из «жирного» абсорбента выделяется большая часть метана
и этана, растворенных в абсорбенте.
Рис. 90. Принципиальная схема маслоабсорбционной уста-
новки.
/ — газовый коллектор от компрессорной станции; 2, 10, 12 — холодиль-
ники; 3 — абсорбер: 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — выветрива-
тель (деэтанизатор); 6, 9 ~ теплообменники; 7 — печь; 8 — десорбер
(отпарная колонна); //—сепаратор; 13, 14, /5—насосы; 16 — градир-
ня; /7 — емкость для хранения нестабильного конденсата
Из выветривателя 5 «жирный» абсорбент сначала направляется
в теплообменник 6, где предварительно нагревается «тощим»
абсорбентом, поступающим из нижней части десорбционной ко-
лонны 8, а затем в печь 7. В печи «жирный» абсорбент нагрева-
ется до температуры примерно 250° С, после чего поступает в сред-
нюю часть десорбера 8, где происходит интенсивное выделение
углеводородов из насыщенного абсорбента вследствие высокой
температуры и значительного снижения давления в десорбере.
Для интенсификации процесса десорбции в нижнюю часть десор-
бера 8 подается из выветривателя 5 газ, предварительно подогре-
тый в теплообменнике 9 за счет тепла горячего абсорбента, вы-
ходящего через низ десорбера 8. Пары тяжелых углеводородов
с верха десорбера 8 вместе с газами выветривания направляются
в холодильник 10, где происходит их конденсация. Конденсат
вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 11, откуда
часть конденсата забирается насосом 14 и направляется на ороше-
ние в десорбер 8, а другая часть попадает в емкость нестабиль-
ного конденсата 17. Горячий абсорбент из нижней части десорбе-
ра 8, как говорилось выше, проходит последовательно теплообмен-
ники 9 и 6 и затем попадает в холодильник 12, где температура
185
его снижается примерно до 20° С. Охлажденный абсорбент по-
дается на прием насоса 13, который нагнетает его на верх адсор-
бера <3 для орошения, и цикл движения «тощего» абсорбента по-
вторяется. Охлаждение горячего абсорбента в холодильнике 12 и
конденсация в холодильниках 10 паров тяжелых углеводородов,
выделившихся из «жирного» абсорбента в десорбере 8, осуществ-
ляются на данной установке в результате замкнутой циркуляции
воды, охлаждаемой в градирне 16 и нагнетаемой насосом 15.
Описанная малогабаритная абсорбционная установка имеет
производительность по газу около 150 000 м3/сут, а по нестабиль-
ному бензину — около 9 т/сут. Количество циркулирующего мас-
ла — около 69 л/мин.
Как видно из описания работы установки, в основе процесса
абсорбции лежит массообмен, т. е. переход вещества из газооб-
разной фазы в жидкую фазу (в абсорбент или поглотитель) через
поверхность раздела обеих фаз. Абсорбируемое вещество (газ)
растворяется в абсорбенте (жидкости). Растворение это зависит
от целого ряда факторов, основными из которых являются давле-
ние и температура в абсорбере, а также молекулярная масса
абсорбента (об этом будет сказано несколько ниже).
В качестве абсорбента (поглотителя углеводородов из газа)
обычно применяются легкие масла и керосин с молекулярными
массами 100—140. Эти абсорбенты под высоким давлением (около
9,81 МПа) в контакте с природным или нефтяным газом жадно
поглощают в абсорбере пропан-бутановые и тяжелые углеводоро-
ды и направляются на регенерацию в отпарную (десорбционную)
колонну, восстанавливаются, охлаждаются и снова подаются в
абсорбер. Таким образом, абсорбент совершает замкнутый цикл
и может при нагреве его в отпарной колонне теряться с уходящи-
ми в холодильник газами. Потери абсорбента в отпарной колонне
будут тем больше, чем выше температура его нагрева и меньше
молекулярная масса. Однако опытным путем было установлено,
что чем легче абсорбент, т. е. меньше его молекулярная масса, а
следовательно, и плотность, тем эффективнее он поглощает тяже-
лые углеводороды из газа. Например, применение абсорбента с
молекулярной массой 100 вместо абсорбента с массой 140 сни-
жает количество необходимого абсорбента («кратность» его) при-
близительно в два раза — от 0,95 до 0,5 л на 1 м3газа. Вообще же
расход абсорбента на каждый кубометр перерабатываемого газа
в зависимости от состава газа, степени извлечения углеводородов,
давления и температуры в десорбере в среднем составляет от 0,5
до 2,5 л. Вот почему в последнее время при разделении газов с
высоким газоконденсатным фактором стали широко применять в
качестве абсорбента охлажденный стабильный конденсат, позво-
ляющий вести процесс без рециркуляции в системе и значительно
упростить схему установки, а следовательно, и резко уменьшить
энергетические затраты на разделение. Стабильный конденсат
вводится перед теплообменником 3 (см. рис. 88) и увеличивает
выход конденсата из газа на 50—60%.
186
Кроме того, эффективность поглощения абсорбентом тяжелых
углеводородов из газа резко повышается, если температура его
существенно снижается (до —5°С), а давление в абсорбере уве-
личивается.
Процесс выделения конденсата на установках маслоабсорбции
протекает в две стадии: 1) масляная абсорбция и 2) газофрак-
ционирование, т. е. разделение поглощенных абсорбентом газов
в десорбере или отпарной колонне. Газофракционирование в свою
•очередь может проходить по двум различным вариантам: 1) пос-
ледовательное извлечение отдельных тяжелых компонентов и
2) выделение широкой фракции тяжелых углеводородов с после-
дующим разделением их на компоненты в отдельных фракциони-
рующих колоннах. Как показывает практика, второй вариант
оказался более экономичным и дает более чистые фракции пропа-
на, бутана и гексана.
Большое распространение получили маслоабсорбционные за-
воды, работающие в системе обратной закачки отработанного
(сухого) газа в пласт с целью поддержания в нем давления и пре-
дотвращения таким образом выпадения конденсата в самом
пласте. Производительность работающих маслоабсорбционных за-
водов— около 14 млрд, м3 нефтяного и природного газа в год.
Строятся новые маслоабсорбционные заводы большой мощности
(до 6 млрд, м3 перерабатываемого газа в год).
В США на долю масляной абсорбции приходится около 95%,
а в Канаде — 80% общего количества перерабатываемого газа.
§ 9. ОЧИСТКА ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
Для извлечения H2S и СО2 из природного и нефтяного газа
обычно применяют моноэтаноламин, хотя можно извлекать эти
газы и другими сорбентами п, в частности, твердыми веществами.
Предпочтительность моноэтаноламина объясняется в основном
его низкой стоимостью (9 руб. за I м3), высокой реакционной
способностью, стабильностью, легкостью регенерации от загряз-
ненных растворов.
Основным недостатком этого сорбента является относительно
высокое давление паров (при температуре +38°С —1,55 мм
рт. ст.). Основные свойства моноэтаноламина: плотность 1,02 г/см3;
температура кипения 171°С; молекулярная масса 61,1; раствори-
мость в воде полная, в углеводороде нерастворим; применяется
концентрацией не выше 15%.
На рис. 91 приведена принципиальная схема очистки газов от
сероводорода и углекислого газа. Процесс очистки по этой схеме
осуществляется следующим образом. Газ, содержащий H2S и СО2,
по коллектору 1 под давлением 1,39 МПа (14 кгс/см2) поступает
в нижнюю часть абсорбера 2, где происходит предварительная
сепарация его от жидкости. Отсепарированный газ проходит за-
тем по тарелкам абсорбера <3, на которые сверху подается регене-
рированный моноэтаноламин и число которых может быть разным
187
в зависимости от их конструкции и требуемой степени очистки.
Моноэтаноламин, поглощая H2S и СО2, перетекает , в нижнюю
часть абсорбера 2, а очищенный газ через верхнюю жалюзийную
насадку 4 поступает в магистральный газопровод. Насыщенный
сероводородом и углекислым газом моноэтаноламин из нижней
части абсорбера 2 поступает в теплообменник 6, где предвари-
Рис. 91. Схема очистки нефтяного и природного газа от H2S и
СО2.
/ — коллектор; 2 — абсорбер; 5 —тарелки абсорбера; 4 —жалюзийная
насадка; 5 — холодильники: 6 — теплообменники; 7, 11—насосы; 8 — па-
роподогреватель (рибойлер); 9— десорбер; 10 — подача холодной воды;
12 — сепаратор; 13 — котельная
тельно нагревается горячим регенерированным моноэтаноламином.
Затем насыщенный моноэтаноламин поступает в пароподогрева-
тель (рибойлер) 8, из которого с температурой 125°С разливается
на тарелки десорбера 9, в котором поддерживается нормальное
давление.
Избыток воды и растворенный в моноэтаноламине сероводород
и углекислый газ при этой температуре на тарелках в десорбере
быстро испаряются и выходят через верх десорбера в холодильник
5. Здесь пары моноэтанолаМ^гна конденсируются и поступают в се-
паратор 12, а газы H2S и СО2 сбрасываются на факел или посту-
пают в специальные установки для получения из сероводорода
элементарной серы. Сконденсированный моноэтаноламин из сепа-
ратора 12. забирается насосом 11 и вновь нагнетается в десорбер
9, что предотвращает его потери.
Регенерированный моноэтаноламин забирается насосом 7 из
нижней части десорбера и через теплообменник 6 и холодильник
5 вновь подается на тарелки абсорбера (контактора) 3.
Ниже приводятся данные промышленной установки очистки
природного газа, работающей на Коробковском месторождении.
188
Абсорберы: число — 3; диаметр 2,1 м; высота — 20,7 м; давле-
ние—1,4 МПа; расход газа на один абсорбер — 1,4 млн. м3/сут;
содержание H2S — 3,7 г/м3; содержание СО2— 0,3 г/м3; очищен-
ный газ содержит 0,0005 г/м3 H2S свежий раствор содержит 17%
моноэтаноламина, 83% воды; расход раствора — 0,5 л на 1 м3
газа.
Десорберы: число — 2; диаметр — 2,1 м; высота—15 м; число-
тарелок — 20; температура продукта в нижней части колонны
—1-125° С; температура верха —1-115° С; температура насыщен-
ного моноэтаноламина----|-93°С; удельный расход пара в паро-
подогревателе— 51 кг на 1000 м3 газа.
§ 10. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
Компрессорные станции обычно строятся в местах больших
скоплений природного и нефтяного газа и предназначаются или
для транспортирования осушенных и обезжиренных газов с место-
рождений по магистральным газопроводам дальним потребителям,
или для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод,
в частности на маслоабсорбционную установку. Кроме того, они
строятся для подачи сжатого газа в период компрессорной добычи
нефти, или в период компрессорной эксплуатации месторождений
природного газа.
Компрессорные станции, кроме самого здания, где размеща-
ются компрессоры, должны иметь следующие сооружения и обо-
рудование вспомогательного характера: 1) насосную для цирку-
ляционного (замкнутого) снабжения водой; 2) градирню для
охлаждения циркуляционной воды; 3) группу сепараторов на
приеме компрессоров для предварительной очистки газа от жид-
кости и механических примесей; 4) маслоотделители; 5) холо-
дильники; 6) сепараторы для отделения выпавшего в холодиль-
никах конденсата; 7) газораспределительный и газо-замерный
пункты; 8) насосную для откачки широкой фракции жидких угле-
водородов, выпавших в холодильниках и отделенных в сепарато-
рах; 9) обвязку трубопроводов; 10) механическую мастерскую;
11) различные склады (для масел, запасных частей и т. д.). На
рис. 92 приведена одна из возможных технологических схем
компрессорной станции.
Нефтяной или природный газ из газосборного коллектора 1
поступает в сепарационную установку 3, где очищается от жид-
кости и механических примесей. Далее газ поступает в приемный
коллектор 5, откуда засасывается в компрессоры 7 первой ступе-
ни и сжимается до давления 1 МПа. По линии 2 жирный газ
поступает из установок подготовки нефти УДО-2, УДО-3 (или
установок других марок) в сепараторы 3 для предварительной
очистки. Из этих сепараторов газ поступает на прием компрессо-
ров 7.
Из компрессоров сжатый в первой ступени газ проходит в
маслоотделители 11, где освобождается от масла, унесенного газом
из цилиндров компрессоров, и поступает в холодильники 12.
189
В холодильниках сжатый газ охлаждается до 30—40° С, в резуль-
тате чего из него выпадает углеводородный конденсат1. Для
разделения газоконденсатной смеси, прошедшей холодильники, ее
Рис. 92. Технологическая схема компрессорной станции.
/ — газосборный коллектор; 2 — газосборный коллектор с установкой
подготовки нефти; <3 — сепараторы для предварительного отделения;
от газа жидкости и механических примесей; 4 — регулятор давления
«после себя»; 5 —приемный коллектор I ступени; 6 —топливная ли-
ния; 7 — поршневые компрессоры типа ЮГК; в —приемный коллектор
II ступени; 9 — напорный коллектор I ступени; 10 — напорный коллек-
тор II ступени; // — маслоотделители; 12— холодильники I ступени;
/3 — холодильники II ступени; 14—сепараторы среднего давления;
/5 — сепараторы высокого давления; 16, 17, 18 — емкости для конден-
сата; 19 — насосная; 20 — газозамерный пункт
Рис. 93. Принципиальная схема комп-
рессорного способа извлечения углево-
дородов из газа.
Линии; / — предварительно отсепарированный
жирный газ с месторождения или сепарато-
ров ступеней II и III; II, III, IV — выпав-
ший конденсат соответственно на первой, вто-
рой и третьей ступенях сжатия, направляе-
мый на ГФУ; V — газ на маслоабсорбцион-
ную установку; 1, 2, 3 — ступени компрессо-
ра; 4, 5, 6 — маслоотделители; 7, 8, 9 — холо-
дильники; 10, И, 12 — сепараторы низкого,
среднего и высокого давления соответственно
пропускают через сепараторы среднего давления 14. Далее газ
идет на прием второй ступени сжатия компрессоров 7, где давле-
ние его доводится до 7,84 МПа. Сжатый во второй ступени газ
сначала направляется также через маслоотделитель 11, затем в
холодильники 13 для снижения температуры и выделения из него
конденсата.
1 Чтобы не загружать схему, на рис. 92 не приведены линии охлаждающей
воды, канализации и энергоснабжения.
190
Газоконденсатная смесь из холодильников 13 направляется
в сепараторы высокого давления 15 для отделения конденсата от
газа. Под высоким давлением газ из сепараторов 15 должен на-
правляться через газозамерный пункт 20 на маслоабсорбционный
завод, описанный в предыдущем параграфе.
При установке газомоторных компрессоров с наддувом типа
10ГКН часть газа из приемного коллектора 5 через регулятор
давления 4 поступает в топливную линию газомотокомпрессоров.
Конденсат, отделившийся в сепараторах низкого давления 3t
в сепараторах среднего давления 14 и в сепараторах высокого
давления 15, направляется в конденсатосборники 16, 17 и 18,
откуда насосами, установленными в насосной 19, перекачивается
на ГФУ или на ГПЗ.
В компрессорах многоступенчатого сжатия газ после каждой
ступени охлаждается очищается от масла и конденсата, что до-
статочно наглядно изображено на рис. 93 и не требует пояснения.
Таким образом, компрессорный способ извлечения жидких уг-
леводородов из нефтяного газа основан на принципе сжатия газа
и последующего его охлаждения. Этот способ применяется обычно
для газов, содержащих значительное количество тяжелых углево-
дородов. Эффективность извлечения тяжелых углеводородов при
этом способе обычно не превышает 40% от потенциала, поэтому
его применяют в сочетании с другими способами и, в частности,
с адсорбцией или с низкотемпературной маслоабсорбцией, описан-
ными в § 7 и 8 настоящей главы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Основная
1. Байков Н. М. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М., «Недра»,
1975. 316 с.
2. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., «Недра»,
1974. 183 с.
Дополнительная
3. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления. М., «Недра», 1970. 216 с
4. Варгафтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и
жидкостей. М., «Наука», 1970. 420 с.
5. Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., «Недра»,
1973. 235 с.
6. Дегтярев Б. В., Лутошкин Г. С., Бухгалтер Э. Б. Борьба с гидратами пр»
эксплуатации газовых скважин в районах Севера. М., «Недра», 1969. 120 с.
7. Подготовка газа к транспорту. М., «Недра», 1973. 240 с. Авт.: Ю. П. Ко-
ротаев, Б. П. Гвоздев, А. И. Гриценко, Л. М. Саркисян.
8. Смирнов .4. С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах. М.. «Нед-
ра», 1971. 252 с.
9. Савельев К. М. Нефтепромысловое хозяйство. М., Гостоптехиздат,
1963. 220 с.
10. Тронов В, П.. Грейфер В. И., Саттаров У. Г. Деэмульсация нефти в тру-
бопроводах. Казань, Татарское книжное издательство, 1970. 152 с.
11. Миронов Е. .4, Закачка промысловых сточных вод в продуктивные и по-
глощающие горизонты. М., «Недра», 1971. 170 с.
191
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................ 3
Глава I. Проекты разработки и промыслового обустройства ... 5
§ I. Этапы развития и эксплуатации нефтяного месторождения .... 5
§ 2. Общие сведения о проекте разработки нефтяного месторождения . . 5
зэ § з. Исходные данные, необходимые для составления проекта промыслового
обустройства ......................................................... 6
у § 4. Основные требования, предъявляемые к проектам обустройства ... 7
Г § 5. Охрана окружающей среды при сборе и подготовке нефти .... 9
^§6. Системы сбора и транспортирования продукции скважин .... 9
Глава II. Измерение количества нефти, газа и пластовой воды по
скважинам .................................................................21
т-7-0 / § !• Старые методы измерения продукции скважин.........................21
2. Новые методы измерения продукции скважин.........................23
Глава III. Гидравлические расчеты нефтепроводов. Засорение неф-
тепроводов и методы предотвращения засорения ... 35
<О § I. Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном место-
рождении .............................................................35
44 § 2. Основные принципы проектирования трубопроводов...................36
3. Гидравлический расчет простых и сложных напорных трубопроводов при
’ ** изотермическом режиме течения........................................
п. § 4. Гидравлический расчет трубопроводов при движении в них нефте-
* газовых смесей.........................................................4 5
§ 5. Основные понятия о реологических свойствах нефти и расчет трубопро-
водов, транспортирующих неньютоновские жидкости....................... 4 8
6. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении жидкостей . . 53
7. Увеличение пропускной способности трубопровода...................56
§ 8. Газопроводы для сбора нефтяного газа............................. 58
9. Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений
,4 § 10. Внешняя и внутренняя коррозия трубопроводов и методы их защиты - 63—
* § И. Дожимные насосные станции (ДНС)................................67
Глава IV. Сепарация нефти от газа.............................................../68
I. Назначение, классификация и копструкция сепараторов .... 68
2. Пульсация в нефтепроводах и их гашение...........................
3. Выбор оптимального числа ступеней сепарации.......................... 77
h 4. Расчет сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости . . 78
§5. Нагрузка отдельных сепараторов по газу и жидкости в сепарационных
установках................................................................. 82
Глава V. Образование нефтяных эмульсий, их свойства и класси- —
фикация.......................................................................84.,
§ I. Основные понятия и определения ...................................... 84
2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий..................... 8 5
§ 3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»....................... 88
Глава VI. Установки подготовки нефти (УПН) (обезвоживание и
обессоливание нефти) ........................................................... 89
’ 2-7 § I. Назначение установок подготовки нефти...............................z?9.
z'Zfc § 2. Деэмульгаторы (ПАВ), применяемые для разрушения нефтяных эмульсий 96
§ 3. Классификация деэмульгаторов и предъявляемые к ним требования 9 1
4. О сновные методы разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н . . . 92^
§ 5. Основные понятия и определения в теории теплопередачи и расчет теп-
лообменников ...........................................................1Q 5
§ 6. Расчет отстойников.................................................zllj)
192
Глава VII. Нефтяные резервуары........................................
. ?r§ 1. Назначение резервуаров......................................
24 <§ 2. Оборудование стальных резервуаров...........................
§ 3. Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах
§ 4. Расчет потерь легких фракций нефти в резервуарах .
§ 5. Измерение количества и качества товарной нефти в резервуарах
§ 6/ Автоматизация измерения количества и качества товарной нефти
419
1 j)
П9
123
126
129
131
Глава VIII. Установки подготовки сточной и пресной вод для нагне-
тания их в нефтяные горизонты.................................................
§ 1. Назначение УПВ........................................................[32
34 § 2. Определение пригодности воды для нагнетания в пласты . . J84
.. § 3. Установки подготовки сточных вод....................................
§ 4 Установки подготовки пресных вод....................................
§ 5. Блочные кустовые насосные станции (БКНС)...........................
Глава IX. Проекты разработки месторождений природного газа и .
системы сбора продукции скважин..............................................‘•хАЗ-
§ I. Общие сведения.......................................................1^5
§ 2. Исходные данные для составления проекта обустройства . Н6
§ 3. Основные требования, предъявляемые к проектам обустройства газового
промысла..................................................................146
§ 4. Системы сбора и транспортирования продукции скважин . . 14/
Глава X. Гидравлический расчет газопроводов......................................149
§ 1. Гидравлический расчет простых промысловых газопроводов .... 149
§ 2. Жидкостные и гидратные пробки в газопроводах, способы их преду-
преждения и устранения.................................................
§ 3. Применение эжекторов на месторождениях природного газа . 1о4
Глава XI. Сепарация природного газа от углеводородного конденса-
та, воды и механических примесей............................................. • 15S
§ 1. Основные отличия сепараторов для нефти и природного газа . 155
§ 2. Основные типы сепараторов ........... 156
§ 3. Расчет пропускной способности сепараторов по газу .................... 159
§ 4. Расчет сепараторов на прочность 161
Глава XII. Установки подготовки природного и нефтяного газа к
транспортировке .... .......................163
§ 1. Назначение установок подготовки газа к транспортировке . . . 163
§ 2. Общие сведения об изотермах конденсации природного и нефтяного, газа 164
§ 3. Осушка природного газа и выделение конденсата за счет дроссель-
эффекта..................................................................166
§ 4. Осушка природного и нефтяного газа на абсорбционных установках 170
§ о. Осушка природного газа и выделение конденсата с применением холода,
получаемого в холодильных машинах........................................173
§ 6. Осушка природного газа и выделение конденсата за счет холода, полу-
. чаемого в турбодетандерах ............................................. 1“8
§ 7. Осушка и выделение конденсата из природного газа на адсорбционных
установках...............................................................179
§ 8. Выделение конденсата из природного и нефтяного газа на масло-
абсорбционных установках (заводах) ................................ 184
§ 9. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа.....................187
§ 10. Компрессорные станции .....................................—18,9
Список литературы .............................................................. 191
Георгий Сергеевич Лутошкин
ЦБ № 1749
Сбор и подготовка нефти, газа и воды
Редактор издательства Т. К. Лазарева Технический редактор Т. Г. Си во в а
Обложка художника Л. Г. Ч у ч к а н о в а Корректор Н. А. Громова
Сдано в набор I3/IV 19/7 г. Подписано в печать 21/VI 1977 г. Т-12153. Формат 60x90l/ie-
Бумага № 1. Печ. л. 12.0. Уч.-изд. л. 13,22. Тираж 6400 экз. Заказ 331/6562-6. Цена 45 коп.
Издательство «Недра». 103633, Москва. К-12. Третьяковский проезд, 1/19.
Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете
Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли,
109088, Москва, Ж-88, Южнопортовая ул., 24.